中国储能网讯：2025年6月，四川省发布新规，明确用户侧储能项目结算依据由峰谷浮动收益和放电补偿费用两部分构成，电力交易中心提供标准化结算工具。这一举措消除了收益认定风险，解决了用户与运营商间的争议隐患，为工商业储能未来发展扫清障碍。

同时，虚拟电厂正在打开储能聚合收益的新空间。通过整合分散的储能资源，虚拟电厂可参与电力现货市场和辅助服务获取规模收益。据机构测算显示，浙江储能项目参与虚拟电厂后，内部收益率（IRR）最高可提升3.46个百分点，回本周期缩短至4.85年。

01

峰谷套利仍是工商业储能的“基本盘”

随着全国电价差持续拉大，2025年浙江、广东等地的尖峰电价已突破1.8元/kWh，而谷电价格低至0.3元/kWh左右。这种价差为储能创造了天然的峰谷套利空间。目前，峰谷套利已成为工商业储能的“基本盘”，并逐渐从单一盈利点演变为收益组合的基石，为其他盈利模式提供现金流支撑。

在浙江，一套1MW/2MWh储能系统采用“两充两放”策略：低谷时段（11：00-13：00及22：00-次日8：00）充电，尖峰时段（9：00-11：00）和高峰时段（15：00-17：00）放电。按浙江电价计算，日均价差收益达0.85元/kWh以上。

经济性测算显示，初始投资约328万元的系统，通过峰谷套利8年总收益可达626万元，回本周期缩短至4.2年左右。江苏雷克锂电的645kWh储能项目更实现日收益820元，年收益超26万元。

02

峰谷套利之外的七大盈利渠道

除峰谷套利外，工商业储能还有七大盈利渠道，以此形成多维度收益体系，企业可通过组合策略实现收益倍增。

1.容量电费管理成为工业用户的“隐形金矿”。两部制电价下，企业需按变压器容量或最大需量缴纳基本电费。储能系统通过削峰填谷，可平滑用电曲线，降低最高需量功率。在浙江，一套300kW储能系统每月可为用户减少需量电费1.44万元。

2.动态增容替代变压器扩容，节省巨额投资。当企业原有配电容量不足时，储能系统可在用电峰值期放电，满足短期负荷需求。对于充电站等波动负荷场景，300kW储能系统即可解决变压器容量短时缺额，避免数十万元的扩容费用。

3.需求响应变被动用电为主动创收。在电网负荷紧张时，企业通过削减用电或释放储能电量可获得补贴。广东省对灵活避峰需求响应的补偿达1.5元/kWh，浙江瑞安对分钟级响应提供额外补贴。东莞电子厂的需求响应收益已占其总收益的15%。

4.新能源消纳提升绿电经济性。配置储能的光伏项目通过“光伏+储能”模式，在光照充足时存储多余电能，在夜间或阴天放电，将光伏自发自用率提高30%以上。

5.辅助服务参与电力系统调频。储能系统凭借快速响应特性，可提供一次调频、AGC等服务获取收益。虽然目前用户侧储能参与机制仍在完善，但四川等地已开始探索结算路径。

6.电力现货交易开启套利新空间。随着电力市场化改革推进，储能可参与日前和实时电力市场交易，利用价格波动获取更高收益。

7.备用电源保障生产连续性。在电网故障时，储能可作为应急电源，避免生产线停工损失，尤其对半导体、数据中心等高敏感度企业价值显著。

03

三大投资模式与投资逻辑

针对不同资金实力和管理能力的企业，工商业储能市场如今已形成较为成熟的投资运营模式：

1.业主自投模式——资金充裕企业的首选。企业自主投资储能设备，获取全部收益。浙江某企业投资328万元建设1MW/2MWh项目，4.2年即可回本，后续五年成为纯收益期。此模式适合现金流充足、有专业运维团队的大型企业。

2.合同能源管理（EMC）——零投资企业的“用电精算师”。由能源服务商投资运营，与企业分享收益。常见分成比例为85%：15%，如葛洲坝石门水泥厂项目，企业零投资年省电费200万元。该模式降低用户风险，成为当前主流。

3.融资租赁模式——平衡资金与收益的桥梁。资金不足但想获得资产所有权的企业，可通过直租或回租方式引入融资方。用户侧储能融资额度通常占总投资70%-80%，利率约0.55%-0.65%。租赁期满后企业获得设备所有权。

值得注意的是，投资决策需三维度评估：

1.地域选择。优先峰谷价差超0.7元的区域（当前全国24省份满足）

2.系统配置。采用智能策略实现“1套系统，5重收益”（峰谷套利+需量管理+需求响应+新能源消纳+辅助服务）

3.模式适配。资金充裕选自投，技术薄弱选EMC，平衡需求用融资租赁

04

城市级虚拟电厂正在崛起

此前，在国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新型电力系统发展行动方案》中，明确提出要“加快虚拟电厂建设与试点推广”，并将其列为负荷侧资源参与电力市场的重要形式。

根据政策文件，到2025年，全国虚拟电厂聚合装机将达50GW（含负荷+储能+分布式）。

目前，虚拟电厂运营主要有两种模式：一是市场主导模式，以广东、云南等地为代表，通过参与现货市场、辅助服务及需求响应获取收益，但处于试点阶段；二是补贴支撑模式，典型代表如深圳等地，依靠补贴资金起步，打造城市级虚拟电厂平台。

其中，深圳虚拟电厂的实践思路是，积极接入海量负荷侧资源，并开展调度运行的可观、可测、可控、可用的四大关键技术研究。构建虚拟电厂生态，引领负荷侧资源进入电网调控和电力市场，拓展商业模式，同时充分调动电网企业和产业链上下游企业，营造全市广泛参与的虚拟电厂发展环境。和政府形成合力，因地制宜从政策、机制、体制方面共同构建新型能源体系。

公开资料显示，截至今年5月，深圳虚拟电厂运营商达61家，民营企业数量占一半以上。截至今年6月，深圳虚拟电厂管理平台已具备110万千瓦的最大调节能力，可通过秒级调度充电桩、空调、新能源汽车、储能等分散资源，为城市电网稳定运行构筑柔性防线。

海量充电桩也是虚拟电厂聚合的“负荷大户”。深圳全力打造世界一流“超充之城”，截至2024年底，全市累计建成投用超充站1002座、充电桩超41万个，新能源汽车保有量突破百万规模。通过虚拟电厂调控，深圳已实现海量充电桩负荷的“智能调度。

据了解，接入深圳虚拟电厂平台的市场主体主要通过3种方式获取激励：

1.广东省市场化响应补贴：日前邀约，价格上限3.5元/kWh。日内局部响应，价格上限5元/kWh；

2.深圳政府建立的本地固定补贴：分布式光伏上网电量0.3元/kWh，直流充电桩并网容量300元/kW、交流充电桩并网容量150元/kW；

3.南方电网区域两个细则规定的调峰、调频等辅助服务固定价格补贴：独立储能0.792元/kWh，直控型可调节负荷，填谷0.132-0.792元/kWh，削峰0.264-1.584元/kWh。

数据显示，2023年度内，深圳虚拟电厂共开展33次精准响应，28次日前响应，5次实时响应，累计调节电量约1285MWh，最大调节功率约210MW，运营商获得收益超450万元,创造社会直接经济效益达3418.1万元。

2024年，深圳虚拟电厂推动接入南方区域调频辅助服务市场，通过“容量补偿+里程补偿”模式拓宽收益渠道，并联合广州、东莞等城市发起全国首个“湾区虚拟电厂联盟”，在国内首次实现第三方独立主体跨城电力互济。为虚拟电厂参与辅助服务市场提供可行的样本。

在深圳之外，上海将构建“1+5”超大城市虚拟电厂运行管理体系、成都要建设“1+2+N”城市级虚拟电厂、广东中山将投资15亿元建设城市级虚拟电厂构建“车网互动+虚拟电厂+高敏捷电网友好型电站”的能源体系、四川资阳正在以“全市统筹一盘棋"理念建设城市级虚拟电厂等。

可以预见，城市级虚拟电厂正在崛起，将以海量分散的负荷资源构筑起城市能源稳定运行的柔性防线，更将催生千亿级能源服务新业态。

05

虚拟电厂赛道上的国内头部企业

华为数字能源：华为依托“鲲鹏+昇腾”算力底座，在虚拟电厂领域展现出强劲实力。其建成的10GW级虚拟电厂，在广东实现96%的日前负荷预测准确率。在分布式光伏整合上，华为通过5G边缘计算将数据刷新频率提升至10秒级，让光伏发电数据实时上传。2025年深圳笔架山光储超充站项目中，聚合50kW光伏车棚+2.1MWh储能，单日充电量1.1万度，储能充放电效率达91.1%，通过V2G技术实现户均光伏自用率提升至85%，较之前浙江试点的82%又有新突破。

远景科技集团：以EnOS能源管理平台为核心，远景科技在分布式能源整合方面成绩亮眼。其平台对分布式光伏的日内预测误差可控制在8%以内，配合工商业储能柜，实现“发储用”联动。2025年盐城射阳250MW/500MWh储能电站案例中，通过AI自动交易策略，14天结算期收入1154万元，较行业平均水平高出54.2%。工商业园区“发储用”联动模式让弃光率从30%降至12%，目前，远景EnOS虚拟电厂已接入大量储能和分布式电源，可为用户提供可量化的投资回报模型。

科陆电子：其自主研发的“天枢”智能调度系统表现亮眼，5毫秒级响应速度远超行业平均的500毫秒。在分布式光伏整合方面，2025年Q2江苏工业园区项目中，当光伏出力突增25MW时，系统10秒内就调度储能吸收15MW，还触发10家企业错峰用电，让电网频率波动稳稳控制在±0.08Hz内，弃光率低至0.3%。2024年，科陆电子参与全国27个省级电力现货市场，累计交易电量322亿千瓦时，套利收益达29.7亿元，同时通过碳市场联动机制为资源方创造9.3亿元碳汇收益。截至2025年6月，已聚合21.2GW资源（涵盖分布式光伏、储能、可控负荷等），调峰能力相当于8.2个三峡电站。

国电南瑞：作为国家电网旗下核心企业，其虚拟电厂平台和调控终端技术成熟，电力物联网平台可兼容200+品牌设备协议，轻松解决光伏组件与虚拟电厂的“语言壁垒”，单平台聚合能力达5GW级。2025年Q1华东虚拟电厂项目中，整合1.5GW分布式光伏，通过“预测-调度-消纳”全链路打通，年消纳绿电突破100亿千瓦时，在分布式能源消纳和电网调峰中发挥着重要作用。

国能日新：其虚拟电厂智慧运营管理系统覆盖源网荷储全环节，能有效整合分布式光伏等各类分布式能源。2025年Q2中标国家电网虚拟电厂调度系统项目，风光预测准确率提升至93.5%，调峰辅助服务签约量同比激增120%，为分布式光伏等能源的高效利用提供了有力支撑，其与用户分成获取运营收入的商业模式也备受认可。

恒实科技：早在2019年，恒实科技就主导建设了国网冀北首个市场化虚拟电厂示范工程，在分布式能源整合领域颇有心得。它独创的“H-iTMG中台+H-VBI分析平台”构建起三层技术架构，能实现分钟级负荷响应。在深圳虚拟电厂项目中，聚合了200栋楼宇的分布式光伏（总容量45MW），通过负荷预测系统，午间光伏大发时优先满足园区内充电桩、空调用电，余电注入城市电网，较传统模式减少弃光率18个百分点。此外，其区块链平台为分布式光伏发电量提供可信存证，让绿电交易更靠谱。

06

结语

随着电力市场化改革深化，工商业储能正由套利工具转变为运营资产，这种从电费削减到能源资产运营的转变，表明工商业储能的新商业模式正在逐步清晰：硬件只是基础，软件和服务才是未来市场化竞争的关键。

从这一点来看，工商业储能仍然还是储能市场中的黄金赛道。而虚拟电厂正逐步从边缘创新走向核心赛道，未来3年，谁能抓住政策机遇、建立调度算法能力、掌握平台标准定义，谁就将在这场 “数字电力新秩序”重构中占据制高点。