工商业储能“有救”了？431家虚拟电厂完成注册
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2026年，业内关于行政分时电价取消与工商业储能收益逻辑重构的讨论持续升温。国家层面“虚拟电厂现货交易、容量电费优化、倒送电放开”等政策机制，为工商业储能点亮了拓展全新收益版图的曙光。
虽然曙光在前，但当下的工商业储能收益模式仍面临“青黄不接”——传统的峰谷套利空间被压缩，新的收益机制待完善，行业正经历新旧模式转换的关键节点，而虚拟电厂等新业态的出现，则为行业突破瓶颈、打开新增长空间提供了重要路径。
▋工商业储能迈入多元盈利新赛道
行政分时电价的取消，本质上是让电价回归其真实的商品属性，让价格信号能够更及时、准确地反映电力系统的实际供需与时空价值。在行家说储能看来，新政策下，时段与价格动态化，用户合同可能每年调整（如更换售电公司），导致项目收益模型需实时更新；短期内高度依赖目录价差的工商业储能项目“裸泳”，回本周期延长2-3年，部分项目面临亏损风险。
未来，工商业储能的收益模式必然要从单一走向多元，拓展至一个涵盖光储协同、动态增容、需量管理、需求侧响应、电力现货市场交易、辅助服务、虚拟电厂等的高阶组合模式。对行业而言，高响应速度、长循环寿命、智能EMS系统正取代单纯的“容量为王”，成为新的核心竞争力。
当前，工商业储能行业正处于新旧模式转换的关键时期：传统收益模式日益受限，而新的市场化盈利机制尚在探索之中，尚未形成清晰、完善的多元化收益测算模型。这导致项目具体收益水平与投资回收周期难以准确评估，在一定程度上制约了项目的大规模落地。
▋全国已有431家虚拟电厂完成注册
而虚拟电厂的发展给工商业储能收益模式拓展带来发展空间。
当下，工商业储能+虚拟电厂仍处在从概念验证迈向规模化商业探索的起步阶段，其现实发展并非一日千里，而是在政策牵引与市场试水中共进，已有省市地区伸出脚，开始试探水温了。
比如，2025年12月29日，南方区域电力现货市场首批发电类虚拟电厂正式入市交易。入市的虚拟电厂涵盖广东深圳、佛山、中山等地共5家调度单元，以“报量报价”模式参与日前、实时现货市场优化出清。
南方区域的首批入市，正是上述进程中的标志性注脚。标志着原本分散、被动的分布式新能源资源，通过聚合技术被整合为一个具有市场竞争力的“虚拟电厂”，能够主动响应电力价格信号，为电网提供电力平衡服务，并从中获得经济收益，而非仅仅作为“被动上网”的发电单元。
而放眼全国，据行家说储能不完全统计，截至目前，全国已有431家虚拟电厂完成注册，集中分布于上海、广东、江苏、浙江、安徽、山西、山东、湖北、四川等地，这也为未来由点及面的探索奠定基础。
从上表可见，虚拟电厂已在全国范围内推广，但区域发展尚不平衡，沿海经济发达身份凭借资源禀赋与市场资源，实现规模领先，其中广东、上海、江苏三地作为工商业储能第一梯队的区域，其虚拟电厂注册数量同样位列虚拟电厂注册数量前茅。从发展时序来看，虚拟电厂的牌照发放（注册需牌照）集中于2024-2025年。
而储能在虚拟电厂中具备核心支撑作用：以上海 VPP 项目为典型代表，其核心路径便是聚焦用户侧储能的聚合利用，探索 “新能源 + 储能 + VPP” 的协同发展模式。截至 2024 年，上海已建成超 300 个用户侧储能项目，总容量约 500MWh，其中 60% 以上已接入 VPP 平台，成为虚拟电厂最核心的可调资源。从运行逻辑来看，这些储能资源在 VPP 中承担 “灵活响应枢纽” 的关键角色：高峰时段通过放电直接削减电网尖峰负荷，缓解供电压力；低谷时段则充电储存新能源冗余电量，大幅提升新能源消纳效率，实现源网荷储的动态平衡。
收益端的实践更印证了储能与 VPP 融合的价值。以深圳 VPP 项目为例，接入平台的储能站通过 “峰放谷充” 的响应方式，月均响应电量达 8000kWh，对应月收益 2.4-3.2 万元，既为用户创造了稳定的市场化收益，也让 VPP 的调节能力具备了可持续性。
不过，当前国内虚拟电厂仍处于初级发展阶段，多主体间协同机制缺失成为制约行业规模化发展的核心瓶颈，导致运营效率低下、推进困难，需要从政策、市场、技术、生态四维度发力，构建权责清晰、规则统一、利益共享的协同体系。
▋企业观点
星星充电：储能+虚拟电厂规模化落地难点
分时电价波动下，虚拟电厂助力工商业储能摆脱单一收益场景，拓展储能资产能力边界。星星充电研发副总裁储丹《智算赋能：储能在交易型虚拟电厂加持下的发展现状及未来趋势》的主题演讲中指出，未来储能具备能力包括自动的现货交易能力、分布式的远程控制能力、智慧的运营能力、低成本运维能力。
对于虚拟电厂规模化落地的难点，星星充电表示主要包括技术、市场与政策、经济与运营以及电网调度四个层面。
技术层面：不同厂家储能设备兼容性与协同性差（通信协议、控制策略差异大），运维复杂度高（涉及多技术领域需专业团队）；
市场与政策层面：电力市场（电能量现货、辅助服务、容量市场）未成熟，储能难以基于商业模式分别参与市场获得收益；交易门槛高，储能企业未充分参与碳交易、绿电绿证交易，绿色价值未挖掘；政策变化影响收益稳定性（如江苏省6 月 1 日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） ；
经济与运营层面：储能项目前期投资大（设备购置、场地建设、技术研发），收益低且不确定性高（主要依赖峰谷价差单一渠道）；虚拟电厂平台控制及信息化设备成本高，大范围复制需优化成本；
电网调度层面：储能作为分布式资源接入虚拟电厂后，参与实时电力平衡时可能对配电网造成路线阻塞、电压越限等影响，需电网调度解决。
兆万能源：虚拟电厂从单打独斗到集团作战
兆万能源总工程师黄颖做了《虚拟电厂——工业园区光储充冷的协同聚合路径》的主题演讲，聚合商是电力市场化改革的产物，其本质是通过技术(虚拟电厂形式）+商业(聚合商形式）双轮驱动，将分布式用户资源(电源、负载）转化为电网可调用的“灵活资源”，在提升系统效率的同时，为用户创造额外收益。随着分时电价、现货市场等机制完善，聚合商将成为新型电力系统的关键参与者。
他以广东在虚拟电厂的具体实践为例指出，广东作为我国经济大省，用电负荷、电量规模连续10年位居全国省级电网第一，目前，广东新能源装机已突破7400万千瓦，成为省内第一大电源，夏季用电负荷呈现“早峰、午峰、晚峰”等显著特点。
2025年7月7—9日，广州、深圳电力负荷连续3天创新高。7日负荷首创新高时刻，广东全省新能源发电出力约3120万千瓦，渗透率约25%。 深圳虚拟电厂管理中心正式启动全市虚拟电厂今夏迎峰保电工作。目前，深圳虚拟电厂管理平台已具备110万千瓦的最大调节能力，迎峰度夏期间，该平台将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。
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