文章核心观点 - 工商业储能行业正处于新旧收益模式转换的关键节点 传统依赖行政分时电价的峰谷套利模式收益空间被压缩 行业亟需向涵盖虚拟电厂、电力现货市场、辅助服务等在内的多元化高阶收益模式拓展 以重构其商业逻辑 [2][3][5] - 虚拟电厂作为聚合分布式资源参与电力市场交易的新业态 为工商业储能突破单一收益瓶颈、打开新增长空间提供了重要路径 目前全国已有431家虚拟电厂完成注册 但行业整体仍处于从概念验证迈向规模化商业探索的起步阶段 [2][6][7][9] 行业现状与挑战 - 行政分时电价取消导致电价时段与价格动态化 短期内高度依赖目录价差的项目面临收益挑战 部分项目回本周期可能延长2-3年 甚至面临亏损风险 [3] - 传统基础收益模式中的峰谷套利 在部分省份收益水平已下滑30%-40% [5] - 行业当前面临新旧模式转换的“青黄不接”局面 新的市场化盈利机制尚在探索 尚未形成清晰完善的多元化收益测算模型 制约了项目的大规模落地 [2][5] 多元化收益模式分析 - 基础收益模式： - 峰谷套利：利用峰谷价差低充高放 部分省份收益下滑30%-40% [5] - 光储协同：提升光伏自发自用比例至30%以上 降低用电成本并兼顾ESG价值 [5] - 动态增容：配置500kW/1MWh储能系统可延缓一台1000kVA变压器扩容（投资约50万元）3年 年化收益约16.7万元 [5] - 需量管理：降低用户尖峰功率及最大需量 可降低电费15-25% [5] - 需求侧响应：响应电网邀约主动放电 补偿标准为0.5-0.8元/kWh 单次响应收益可达数万元 [5] - 高阶收益模式： - 电力现货市场交易：参与批发侧现货价差套利 [5] - 辅助服务：响应电网调频等服务 收益为0.8-1.2元/kWh 200kWh储能年收益可达7-10万元 [5] - 虚拟电厂：聚合工商储资源参与市场交易 年收益可增15%-25% [5] - 绿电认证与碳交易：获取绿证与碳减排收益 减排收益约0.1-0.3元/kWh [5] 虚拟电厂发展现状 - 全国已有431家虚拟电厂完成注册 集中分布于上海（60家）、广东（61家）、江苏（56家）、浙江（37家）、山东（43家）、山西（28家）、四川（26家）、安徽（20家）、云南（20家）、湖北（11家）及其他地区（约68家） [7][8] - 虚拟电厂牌照发放集中于2024-2025年 沿海经济发达省份凭借资源与市场优势实现规模领先 [9] - 储能是虚拟电厂的核心支撑资源 以上海为例 截至2024年已建成超300个用户侧储能项目 总容量约500MWh 其中60%以上已接入虚拟电厂平台 [9] - 实践案例显示收益潜力 如深圳虚拟电厂项目中 接入的储能站通过“峰放谷充”月均响应电量达8000kWh 对应月收益2.4-3.2万元 [10] 企业观点与行业难点 - 星星充电观点：虚拟电厂可助力工商业储能拓展能力边界 未来储能需具备自动现货交易、分布式远程控制、智慧运营及低成本运维等能力 [11] - 虚拟电厂规模化落地难点 [12]： - 技术层面：不同厂家储能设备兼容性与协同性差 运维复杂度高 [15] - 市场与政策层面：电力市场未成熟 储能难以基于商业模式分别参与市场 交易门槛高 绿色价值未充分挖掘 政策变化影响收益稳定性 例如江苏省2025年6月政策调整使峰谷价差从1.3元降至0.916元（降幅30%） 辅助服务市场价格从1元/kW降至0.1元/kW [15] - 经济与运营层面：储能项目前期投资大 收益低且不确定性高 虚拟电厂平台及设备成本高 [15] - 电网调度层面：储能接入虚拟电厂后参与实时平衡可能对配电网造成阻塞、电压越限等影响 [15] - 兆万能源观点：聚合商通过“技术+商业”双轮驱动将分布式资源转化为电网可调用的灵活资源 随着市场机制完善将成为新型电力系统的关键参与者 以广东为例 其新能源装机已突破7400万千瓦 成为省内第一大电源 深圳虚拟电厂管理平台已具备110万千瓦的最大调节能力 [13]