分时电价“变天”：储能与虚拟电厂如何用技术破局？
发布日期：2025/10/25
“如果其它条件不变，收益会降低 35%左右。” 杭州某储能运营商负责人盯着浙江分时电价征求意见稿，指尖在 “不再设早高峰和午高峰” 的条款上反复划过。这行字背后，是企业盈利预期的大幅缩水。
这份让他焦虑的文件，并非个例。2025 年 10 月，浙江、冀北相继抛出电价调整方案：前者将夏冬高峰时段收缩、全年午间低谷延长至3 小时，直接压缩充放电盈利窗口；后者则春秋两季（2 月- 5 月、9 月 - 10 月）无法实现两次峰谷充放电，给依赖 “两充两放” 的项目判了 “限制令”。
两地政策落地后，工商业储能的盈利空间被直接挤压：浙江单日套利空间跌破 1 元 / 度，投资回报率（ROI）普遍下滑30% 以上；冀北的充放电限制更让不少项目陷入 “想充不能充、想放没窗口” 的被动。
政策的变动，让曾经靠峰谷价差就能轻松盈利的模式，一夜之间难以为继，这场突如其来的 “电价地震”，正倒逼整个储能行业加速跳出 “价差依赖” 的舒适区，转向新的生存逻辑。
当单一价差收益撑不起项目回报时，企业如何破局？轻舟能科副总经理张东宁给出了行业普遍的应对思路：“面对新项目调整测算模型，存量项目沟通分成比例，而要增加收益类型，则要结合售电 + 综合能源服务。”
在此背景下，储能运营与虚拟电厂（VPP）重构盈利模型，也在加快走进现实：如何从 “赚价差” 到 “赚服务”，如何从 “单点运营” 到 “生态聚合”，电力江湖的新秩序亟待加快形成。
01拥抱储能运营，走出 “价差依赖”
“政策几乎把套利的门大大收窄。” 面对 ROI 下滑的压力，如何将项目收益稳定在 12% 以上，成为储能企业必须破解的生存难题。
而这场考验的核心，不仅是商业模式的调整，更是对储能设备性能与运营技术的全面检阅 —— 当价差红利消退，技术实力开始成为决定项目生死的关键。
硬件升级，率先成为破局的突破口。对工商业储能而言，高效率、长寿命的系统直接意味着更低的单位成本与更高的收益空间，这对于运营型储能尤为重要。
测算数据显示，当电池的循环寿命突破 10000 次，而储能变流器（PCS）采用三电平拓扑结构替代传统两电平设计后，PCS 转换效率从 94% 提升至96.5%等。行业人士测算，硬件优化，就能为1MWh项目每年至少减少 10-15 万元维护成本。
硬件打底，以算法为核心的运营能力则成为撬动收益的另一根不可缺少的杠杆。当峰谷价差不再是 “唯一金手指”，越来越多企业开始入局智能调度领域，通过 AI 算法挖掘存量资源的收益潜力。
例如，不少企业的 AI 调度系统已整合 LSTM 风光预测模型与数字孪生技术，以远景智慧交易型储能为例，其基于领先的 AI 功率 / 负荷预测技术，可实现日前 / 实时节点电价预测准确率 85%+、峰谷预测准确率 90%+，更高的预测精度能支撑系统制定更优的交易策略，让每一度电都用在 “刀刃上”。
马鞍山统力回转支承有限公司的实践，正是运营能力赋能的典型案例。该厂区引进 8 台阳光电源 PowerStack 255CS 储能系统后，并未局限于简单的峰谷套利，而是依托精准的需量优化管理，先解决了冲击性负荷导致的高额基本电费问题 —— 仅这一项，每年就能节省超过 36 万元。
具体来看，阳光储能系统的核心优势在于实时负荷捕捉与毫秒级响应能力：通过配置高精度智能电表，系统能实时追踪负荷波动，当大型加工设备启动、总负荷功率即将 “越界” 时，储能会瞬间响应，与电网形成 “电网 + 储能” 混合供电模式，将电网功率需求峰值 “削峰”，成功将三个厂区的需量控制在300kW 以内。背后正是阳光电源自研 EMS 系统与 En-grow 智能算法的支撑，为工厂量身定制最优用电方案，最终将整体收益空间提升了最高 20%。
作为一家EMS企业，轻舟能科的探索正是助力储能行业向运营时代转变的缩影。针对越来越多中小微企业刚性需求，轻舟能科推出 “储能宝” 模式，通过标准化流程降低作业成本，再凭借数字化能力提升整体项目运营效率，为收益稳定性提供保障。
“现在储能已经是独立商品，不再是新能源的附属品。” 行业人士的这句话，点出了储能行业的深层转变，当价差套利的空间收窄，企业能否找到聚焦运营，实现多元的“挣钱能力”，成为活下去的关键。
02
虚拟电厂接棒，电力现货市场仍是关键
如果说储能是转型的 “单兵武器”，虚拟电厂就是整合资源的 “航空母舰”，这一比喻背后，是虚拟电厂在聚合分散资源、放大调节价值上的独特优势。
数据显示，虚拟电厂赛道正加速升温。据中国宏观经济研究院能源研究所能源系统分析研究中心主任冯升波透露，截至 2025 年 5 月，国家电网接入在运虚拟电厂已超 160 个，南方电网全网虚拟电厂数量也突破 90 家，聚合容量近 1600 万千瓦。
行业数据预测，2025 年我国虚拟电厂市场规模将达 102 亿元，2030 年有望突破千亿元，市场潜力正在加速释放。
不同地区的虚拟电厂，正根据自身电力市场特点探索差异化路径。山西作为全国现货市场发展最成熟的地区之一，率先推动虚拟电厂运营商以 “报量报价” 方式参与现货市场，核心逻辑是 “用价格信号引导负荷调节”：运营商通过管理聚合用户的生产生活负荷，帮助用户在高电价时段减少用电、低电价时段增加用电，在保证产能的同时降低成本，自身则通过负荷调节收益分成实现盈利。
与山西聚焦现货市场不同，深圳、上海等特大城市的虚拟电厂更侧重解决本地电网供需矛盾。作为典型的受端电网，这些城市常面临部分时段供需紧张、局部电网阻塞的问题，虚拟电厂平台的建设则从需求侧入手，通过负荷管理减少限电限产现象，同时节约电网扩容所需的土地与资金成本，成为城市电力安全的 “缓冲垫”。
在具体运营中，虚拟电厂的价值首先体现在破解 “散户困境” 上。行业人士算了一笔直观的账：假如，浙江单一 1MW 储能电站参与需求响应，单次收益约 800 元；但通过虚拟电厂聚合 10 个同类电站后，不仅能获得 “容量乘数效应”，响应补贴从0.8 元 / 度提升至 1.2 元 / 度，单次收益直接增至 1.2 万元。
轻资产模式则进一步降低了虚拟电厂的入场门槛。与传统储能企业 “自持资产” 的重投入模式不同，目前我国在运虚拟电厂平台多采用 “电网 / 政府主导建设 + 市场化资源聚合商接入” 的模式，聚合商无需自建储能电站，只需通过技术平台整合分散的用户负荷、储能资源，即可参与电网调节。
以深圳为例，当地虚拟电厂运营商除了参与广东市场化需求响应，还能接入深圳市发展改革委、深圳供电局牵头建立的市级虚拟电厂精准响应机制，并享受最高 51 元 / 千瓦的财政精准响应补贴，这种 “技术输出 + 资源整合” 的模式，大幅降低了前期投入压力。
跨市场运营则为虚拟电厂打开了更多增量空间。北京海淀区的一家虚拟电厂聚合管理平台集纳了用友软件园、瑞萨半导体、联想集团、蔚来能源换电站及高平安新能源充电站等 10 个单位的可调负荷数据，整合中央空调、电动汽车等多元资源，形成具备 “电厂” 属性的负荷管理系统 —— 既像一块“海绵” 吸收新能源发电波动，又能灵活参与电力市场交易和电网调节，为区域能源管理与 “双碳” 目标提供了创新实践。
但虚拟电厂的接棒之路并非坦途。“包括浙江在内，多地虚拟电厂还缺现货市场支撑，刚刚起步而已。” 行业人士指出，当前浙江现货市场仍处于试点阶段，虚拟电厂的调节价值难以被精准量化。此外，虚拟电厂的盈利主要依赖辅助服务、需求响应和电力现货市场，但这些市场尚未完全成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题也制约着其规模化运营。
不过，政策窗口已在逐步打开：国家层面《电力市场计量结算基本规则》落地，首次明确虚拟电厂结算标准，云南出台省级建设管理办法，多省现货市场试运行纳入虚拟电厂调节资源，行业加速进入 “规则化发展” 新阶段。
03谁能活在 “后价差时代”？
“未来 3 年，80% 的纯套利型储能企业会被淘汰。” 一位行业分析师的断言，并非危言耸听，而是电价调整后行业分化的真实写照。
当价差红利消退，具备核心能力的玩家正在浮出水面。高工储能认为，当前，三类企业正在率先抢占 “后价差时代” 的先机。
第一类是持较大规模运营资产的服务商。这类企业凭借较大规模运营资产持有，同时聚焦算法与调度技术，通过提升储能利用率、优化用户负荷曲线创造价值。例如，掌握 AI 调度算法、数字孪生技术的资源型企业，能将储能系统的综合收益提升 20% 以上，利润率较传统套利型运营商大幅提高。
第二类是生态型虚拟电厂运营商。它们不仅能聚合储能、充电桩、工业负荷等多元资源，更能打通中长期交易、现货市场、辅助服务的全市场通道，实现 “一次调节、多份收益”。
第三类是 “储能 +” 跨界玩家。不少公司正构建 “配售电 + 储能 + 虚拟电厂” 的闭环，为用户提供 “电价锁定 + 节能服务 + 碳管理” 的一揽子方案 —— 既帮用户降低用电成本，又通过碳资产管理创造额外价值，这种 “一站式服务” 模式或许在市场竞争中占据主动。
行业的深层变革正在加速：储能的资产属性从 “价差套利工具” 转向 “电网调节资源”，从综合能源管理到虚拟电厂的路径基本清晰。正如 136 号文所勾勒的图景，电力行业正从 “行政定价” 走向 “市场定价”，而此次分时电价调整，不过是这场长期变革的催化剂。
“以前是躺着赚价差，现在得站着赚运营钱、服务钱。” 那位焦虑的杭州储能运营商，已经调整了企业战略：开展综合能源服务，与虚拟电厂等多元合作，同时试点 “光伏 + 储能 + 绿电交易” 模式。
如今，在浙江晚峰 18:00 的用电高峰，他的储能电站不再只盯着电价曲线，而是实现综合能源服务，并随时准备接入虚拟电厂，或许这就是未来电力新江湖的生存密码。
来源：高工储能
