這些由分布式光伏、用戶側儲能、充電樁等資源聚合而成的“虛擬機組”，標志著廣東全電壓等級新能源公平入市邁出關鍵一步——千萬級分布式資源從電網“被動管理對象”轉變為能主動響應價格信號的市場主體。
根據南方電網廣東電網公司數據顯示，此次入市的新能源規模約占全省風電、光伏總裝機容量的40%，其中110千伏以下分布式新能源首次以發電類虛擬電廠身份亮相，通過聚合實現功率預測準確率92%、偏差考核費用降低67%，單日收益較自發自用模式最高提升37%。
與此同時，前不久江蘇虛擬電廠建設剛按下加速鍵。12月18日，江蘇省發改委發布《關于促進我省虛擬電廠高質量發展的通知》，明確到2030年虛擬電廠調節能力達500萬千瓦以上，并同步公布首批100個虛擬電廠項目清單。
這批項目總投資103924萬元，聚合容量1491.366萬千瓦，涵蓋國能、華能等能源國企及光儲企業，重點布局調峰填谷、調頻、需求響應等服務。其中，中山市首個市域級虛擬電廠已聚合工商業屋頂光伏、充電樁、儲能等資源，調節能力相當于一座中型傳統電廠，驗證了“分散資源集中調度”的可行性。
值得注意的是，儲能產業的機遇，從來都不在固守峰谷套利的舊船票，而虛擬電廠這條賽道它雖然不是儲能的唯一出路，卻是當下最現實的破局點，為行業打開了從“單一套利”到“多元創收”的想象空間。
一、峰谷套利的“確定性”正在消失
長期以來，工商業儲能的增長依賴政府設定的固定峰谷電價差，這種“低充高放”的套利模式曾是項目落地的核心動力。但近年來，這一模式的“確定性”正在被動搖。
從市場變化看，2025年新能源裝機量突破12億千瓦，徹底扭轉了電力供需曲線：白天光伏大發時段，部分區域電價跌至0.2元/度以下，儲能充電成本甚至高于放電收益；夜間用電高峰雖電價攀升，卻因新能源出力低谷難以形成穩定“套利窗口”。
當前國內大部分的工商業儲能項目仍依賴峰谷價差，但單純依靠此模式的項目經濟性已大幅下滑；
政策的調整則進一步削弱了傳統模式的支撐。2025年末兩部委發布《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》，其中明確“直接參與市場交易的用戶不再執行政府規定的分時電價”，意味著行政性價差保護的“安全墊”正在撤去。
而在江蘇100個虛擬電廠項目中，單體投資強度差異懸殊（20萬-7400萬元不等），中小運營商因缺乏規模效應和專業調度能力，難以覆蓋偏差考核、運維等隱性成本，單一套利模式早就難以為繼。
二、虛擬電廠用“聚合+智能”重構儲能收益
在峰谷套利收窄的倒逼下，虛擬電廠通過“聚合分散資源+智能調度”，為儲能打開了“基礎套利+多種輔助服務”的復合收益模型。
其技術架構是核心支撐。廣東電網聯合佛山、中山供電局完成省地兩級調度系統升級，實現虛擬電廠交易全流程數字化管控。通過部署在用戶側的智能終端實時采集儲能SOC、充放電效率等參數，結合氣象預測與負荷曲線，AI算法生成分鐘級調度指令，使分布式資源聚合后的功率預測準確率穩定在92%以上，偏差考核費用降低67%。
江蘇則試點區塊鏈秒級清分結算系統，將交易周期從小時級壓縮至分鐘級，提升透明度與效率。收益模型也實現多元化。虛擬電廠讓儲能從“單一套利工具”轉變為“靈活調節資產”，
其收益來源包括：
動態基礎套利：通過精準預測電價優化充放電策略，廣東佛山某工業園區4.7萬平方米屋頂光伏被聚合為10兆瓦可交易單元后，單日收益較自發自用模式提升37%；
調峰填谷服務：江蘇某運營商聚合120MWh儲能參與夏季調峰，獲得一定溢價收益，較固定價差高55%；
調頻服務：儲能毫秒級響應特性使其成為優質調頻資源，廣東虛擬電廠市場中，AGC調頻收益占總收益的28%，度電補償0.3-0.5元。
需求響應：浙江樂清3.1萬千瓦儲能項目三次調整放電時段，累計放電6.5萬千瓦時獲4.8萬元補貼。
三、頭部企業早已提前搶灘，從“賣設備”到“賣服務”
面對虛擬電廠的萬億級市場，儲能產業鏈企業加速轉型，從設備制造到運營服務構建全鏈條能力。
設備商轉型“服務化”。遠景儲能推出“硬件+軟件+運營”一體化方案；華為組串式儲能通過AI健康管理使電站可用率達99.2%；寧德時代“麒麟電池+虛擬電廠”方案實現全生命周期價值最大化；恒實科技獨創的“H-iTMG中臺+H-VBI分析平臺”構建起三層技術架構，能實現分鐘級負荷響應。
運營商拼“聚合能力”。融和元儲虛擬電廠聚合平臺落地浙滬蘇粵，累計聚合容量130MW；星星充電“三網融合”模式聚合4700MW可調負荷；科陸電子自主研發的“天樞”智能調度系統表現亮眼，截至2025年6月，已聚合21.2GW資源（涵蓋分布式光伏、儲能、可控負荷等），調峰能力相當于8.2個三峽電站。
跨界玩家降維打擊。國能、華能等能源國企通過100個虛擬電廠項目切入市場，中石油依托加油站充電樁資源布局“光儲充”一體化，形成“資源+資金+資質”的綜合優勢。
在這些頭部企業爭先布局虛擬電廠的背后，離不開政策與技術的雙重驅動。2025年4月國家層面出臺虛擬電廠專項指導意見，明確2027年全國調節能力達2000萬千瓦、2030年突破5000萬千瓦的目標；
地方政策則形成差異化探索：廣東開放負荷類虛擬電廠交易，江蘇重點培育100個示范項目，浙江試點“虛擬電廠+碳交易”。
站在2026年的起點回望，廣東3300萬千瓦分布式資源在市場中自主響應，江蘇1491萬千瓦聚合容量重構能源調度，足以讓我們看到：儲能的未來，不能低估虛擬電廠帶來的黃金機遇——它能讓分散資源產生規模效應，讓儲能從“單一套利”轉向“多元創收”；
也不必過度看衰當下的挑戰——盡管面臨峰谷價差收窄，但技術迭代與政策完善正掃清障礙。
當千萬級儲能設備通過虛擬電廠編織成“云端電廠”，當收益模型從“靠價差”變為“靠能力”，這個曾被視為“政策驅動型”的行業，正憑借“聚合+智能”的新邏輯，走出一條“機遇大于挑戰”的高質量發展之路。
