12月16日，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟在京合办研讨会并发布《分布式储能发展商业模式研究》。中国电力科学研究院用能研究所供需互动室副主任王舒杨，上海派能能源科技股份有限公司国内营销副总经理彭宽宽，新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远，山西风行测控股份有限公司项目经理兼虚拟电厂研究院副院长张明君等专家参与了研讨。

分布式储能是指分散布置在用户侧（家庭、工厂、商场等）、配电网侧或分布式新能源附近的小型储能系统。相比于集中式储能，分布式储能单个项目较小，整体增速不及集中式储能。但随着国家对新能源就近消纳的要求进一步加强，分布式储能逐渐成为破解新能源就近消纳难题的关键。分布式储能可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。

《分布式储能发展商业模式研究》分析了我国分布式储能的商业模式和主要挑战，并结合国际经验和我国电力市场建设现状，初步探索了分布式储能商业模式的创新方向，提出了完善配套机制的建议。

近年来，随着新型储能建设运营成本的下降、分布式能源的大量开发利用和一系列的政策推动，分布式储能发展速度明显加快。2019年到2025年前三季度，我国分布式储能累计装机增长了5倍以上，从570MW增长至3638MW，形成了以工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储为代表的六大应用场景。其中，工商业配储最为成熟，主要依赖分时电价套利，但其经济性受省份分时电价峰谷价差政策影响显著；分布式光伏配储分源侧与荷侧两类，源侧为全额上网项目，以参与市场交易为主，荷侧主要用于提升自发自用率和分时电价峰谷套利；绿电直连项目含并网型与离网型，并网型绿电直连项目中的储能可发挥减少弃电和分时电价峰谷套利的双重作用，离网型绿电直连项目中的储能兼具减少弃电和保障供电的功能；台区储能以动态增容为核心，多为电网主导的示范项目；虚拟电厂通过聚合储能提升调节能力，参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场；充换电站配储聚焦变压器扩容与峰谷套利。但整体来看，国内分布式储能商业模式仍处于探索阶段，发展面临政策持续性不足、收益来源单一、安全标准与运维体系不健全、成本疏导机制缺失等挑战。

为提升分布式储能的利用率及经济性，促进分布式储能的多元化和市场化发展，报告建议在2025-2027年，通过合理拉大分时电价峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障分布式储能项目的基本收益与安全运行；在2028-2030年，则致力于深化电力市场改革，通过完善分时电价动态调整机制、推动分布式储能参与现货市场、探索兑现分布式储能的容量价值和辅助服务价值，深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场等环境价值方面的潜力，最终构建多元化的收益渠道，全面提升分布式储能的经济性与市场竞争力。

IEEE PES国际电气储能市场与规划分委会的专家认为，随着技术、经济、安全性的提升，分布式储能在“十五五”期间将得到广泛的应用，并对我国新型电力系统和综合国力的提升起到关键的支撑作用。分布式储能未来的发展方向将逐渐聚焦于其核心价值属性，充分发挥技术优势和价值潜力，以支撑属地化电网的安全稳定建设，逐步从过去的单一套利模式向源荷互动模式演进。

该专家表示，未来分布式储能的演进将呈现“五化”的特征：一是市场化。未来分布式储能的投资将更加面向市场，更多元化，参与主体包括新能源的投资方，负荷侧的企业方，以及证券、基金、信托等金融机构。二是技术路线更加多样化。出于经济性、安全性等方面的需求，钠离子电池、全钒液流电池等路线将百家争鸣。三是微网化。绿电直连的政策出台后，属地局部电网的布局日益广泛。未来，属地的风、光等资源禀赋将呈现综合能源微网化的形态，分布式储能可发挥平滑作用，从而提高系统的安全和稳定性。四是便利化。分布式储能装机容量较小，整体部署多采用临时性的建筑设施，呈现模块化特征，具备更加快速地安装、便捷地维护以及可移动和可扩容的优势。五是AI化。通过将能源就地平衡数据导入管控平台，与储能系统互动，并结合天气和负荷的变化进行相应的AI部署，可预测未来的负荷，实现微电网的就地平衡和调节，并持续优化升级。

在谈到如何破除台区储能的发展困境时，该专家指出，首先应提升储能系统的安全性，并制定相应的标准和运行规范，使电网在对其进行运行维护时有章可循，并调动社会各方的投资积极性。此外，推广台区储能的整体价值受益方包括台区用户、当地政府以及全社会。用户能获得高质量、稳定、充裕的电能，政府通过加强供电安全保障提升招商引资能力，而全社会则受益于电力系统的清洁、低碳和安全发展。因此，应鼓励电网企业定期发布台区储能的需求，在政府兜底民生投资（如容量电价或补贴）的前提下，推动多元化投资，最终形成社会化资产，由电网或其专业机构负责维护和运营，实现国家、政府、企业和个人全社会共同受益的投资和分配方式。

中国电力科学研究院用能研究所供需互动室副主任王舒杨指出，目前，分布式储能通过虚拟电厂参与运行的比例仍然较低。造成这一现象的原因主要有两方面：一是虚拟电厂聚合的储能资源数量确实有限；二是用户侧储能通常分布在用户内部，缺乏独立计量装置，统计时往往被归类为电源或负荷，难以单独统计为分布式储能。

在市场参与方面，王舒杨介绍，目前虚拟电厂主要参与电能量市场、调峰市场和需求响应，湖北省还探索了参与二次调频。在现货市场，山西、山东、宁夏、福建等省份已有实践，比如山西通过放宽中长期约束的方式使虚拟电厂调节行为获得收益。在调峰辅助服务方面，华北自11月起已开展了区域调峰辅助服务，其中冀北综能虚拟电厂的参与效果较好。浙江在今年度夏期间则开展了新型主体的常态化响应调节。

王舒杨表示，分布式储能作为优质的调节资源，通过虚拟电厂等聚合的方式参与电力市场是必然选择，这不仅可以降低单个资源的决策成本，还可以让众多单体规模小的分布式储能聚合达到市场的准入门槛，形成规模效应，提升在电力市场中的议价能力。

王舒杨认为，分布式储能未来还可以继续探索参与其他辅助服务，如调频、调压等。与独立储能相比，分布式储能在构网技术应用等方面可能面临成本压力，需要技术突破实现轻量化量产，以更好地发挥其调节作用。同时，需要在政策机制上推动分布式储能增加单独表计，便于在市场环境下的计量和结算。此外，由于分布式储能比较分散，如何实现和电网的运行的协同，需要借助AI以优化决策并充分发挥调节作用。

上海派能能源科技股份有限公司彭宽宽指出，分布式储能的商业模式主要包括峰谷套利、虚拟电厂以及需求侧响应。其中，峰谷价差套利模式相对稳定，而其他模式的收益来源仍存在较大的不确定性。从当前整体市场环境来看，分布式储能在用户侧呈现显著的分散性，这一特征决定了其应用场景的多样化。他认为分布式储能在各类应用场景中最重要的使命是：为客户降本，保障用户的用电安全，以及跟绿电实现充分的联动协同。

彭宽宽表示，近年来，数据中心成为储能行业关注的热点领域。虽然数据中心储能在国内已发展多年，但在实际运行过程中仍面临政策、电价以及安全性等方面的挑战，其中数据中心业主和租赁方对安全的顾虑尤为突出。过去，数据中心储能更多沿用工商业储能的逻辑，而当前应用场景正逐步拓展其多重功能：一是利用绿电降低数据中心的碳排放指标；二是通过削峰填谷降低电费，但需关注容量电费和安全性问题；三是作为备用电源；四是平抑高峰负荷的短时波动，尤其在AI数据中心进一步普及以后。

彭宽宽认为基站储能也是一个极具潜力的应用场景。国内通讯基站数量庞大，约有一千多万座，且基站的客户相对集中，主要是三大运营商和铁塔公司，商业模式更容易落地。我们今年通过“分布式光伏+储能”给基站供电，并开展削峰填谷的尝试，从经济效益上来看，该模式相对稳定。更重要的是，由于基站数量多，如果储能和基站实现充分协同，可调用的资源非常多，整体规模十分可观。

彭宽宽指出，分布式储能的商业模式能否在短期内实现突破，取决于两个关键因素：政策和技术。从政策角度看，未来三年市场机制的框架将逐渐清晰，但成熟度仍有限，若时间进一步拉长，则前景更乐观。从技术角度看，储能成本持续下降，将加速商业模式的成熟，这也是过去行业实现爆发式增长的重要原因。关于安全问题，电网公司更关注的是响应的可靠性，而非设备本身的安全性。分布式储能作为分散的终端资源，通常通过虚拟聚合商参与调度，电网公司不会直接控制这些设备，因此安全性不会影响其调度信心，且主流电池技术的安全水平已能够满足当前的应用需求。

新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远表示，电力市场运行基本规则出台后，最大的改变是给了储能身份。原来储能是作为电力系统的辅助角色，未来更重要的角色是灵活调节资源。储能的身份明确后，各地也推出了相应的示范政策，比如，广东出台了《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》，聚合分布式储能的虚拟电厂已开始参与广东电网的调频调峰辅助服务。今年8月份，浙江省也出台了《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则（试行）》，一些项目配置的储能开始参与虚拟电厂的报价，这充分体现了储能的灵活性和电力市场参与能力。山东也出台了相关政策，支持分布式储能参与容量补偿和电力交易。在国家、地方政策鼓励和国有资本、社会资本投资的支持下，分布式储能作为主体参与电力市场，从原来单一电价差，变成市场交易+辅助服务+个别地市专项补贴，这些案例起到了很好的示范推广作用。但要让这些项目从示范变成普遍的市场行为，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。例如，随着政策调整给光伏项目带来一定冲击，很多投产的分布式光伏面临收益不达预期的情况，但通过技改配置一定比例的储能，可以达到调节综合电价并提高收益率的效果。

高志远结合公司实际开展的项目探索，介绍了分布式储能在不同场景中的应用。他指出，分布式储能可以很好的解决“源荷互动”，要围绕“荷”做文章，深入研究场景，除了电价收益外，需要探索更多的价值和边际效益。例如在数据中心场景中，既需要研究数据中心的用电特点和配电结构，还需要解决安全问题和场地问题，数据中心既有备电的刚需，又有储能的需求，若根据电价差异和调节的波动实现储能的价差边际效益，就能做到“储备一体”。在通讯基站领域，由于基站既需备电，耗电量又大，通信保障在极端天气下尤为重要。储能可以在保障供电的基础上进一步实现储电功能。该模式有望带来新的应用场景，既满足刚需，又带来边际效益，从而促进行业投资热情。

山西风行测控股份有限公司项目经理兼虚拟电厂研究院副院长张明君介绍，目前，分布式储能通过虚拟电厂聚合参与电力交易，主要涉及批发市场的中长期交易和现货市场，以及需求响应和辅助调峰服务。然而，多地规定虚拟电厂在同一时段，同一调节能力只能获取一份收益。比如在山西，虚拟电厂同一时段的同一调节能力只能参与一个市场，要么选择普通售电+需求响应，要么参与电力现货市场。

张明君预计未来分布式储能在技术、市场和商业模式方面将迎来大发展：在技术层面，主要依托“AI+”实现更精准的负荷预测和电价预测，让分布式储能充放电策略能够更精准地贴近电价信号。在交易市场方面，分布式储能获利空间将进一步放宽，除通过虚拟电厂代理参与批发市场交易，获取批发市场中长期和现货的价差收益外，还可参与深度调峰或备用辅助服务获取收益。此外，容量市场也在试点。目前山西正在探索以虚拟电厂聚合分布式储能总容量，参与容量市场交易，为电力系统提供长期的容量支持，从而获得容量补偿或者租赁收益。在商业模式方面，以往简单基于峰谷价差套利的测算模型将被彻底淘汰，分布式储能的商业模式也将向真正的能源价值载体转变。从长远看，这一转变将推动行业的良性发展，因为储能的真正价值并非表后简单通过峰谷套利，而是可以通过虚拟电厂代理后在表前为系统提供灵活性和可靠性支持。在旧的机制下，这些灵活性很难被合理定价和交易。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示，随着分布式新能源和多元负荷的发展，分布式储能的价值体现日趋多元。目前，受分布式入市、新能源就近消纳、扩大行业绿电应用等政策的影响，分布式储能正从工商业简单的“峰谷套利”向分布式新能源消纳配套单元（平抑出力、提升自用率）和电网支撑调节微单元转变。分布式储能技术要求在向构网型、智能化演进，响应速度、控制精度也需要进一步提升，运营逻辑也逐渐从简单充放电转向多市场联动的动态优化。

黄辉表示，在具体场景应用上，近期绿电直连、零碳园区、数据中心等场景拉动了分布式储能的快速发展，主要原因在于这些新政策对绿电自用消纳率提出了明确要求。如零碳园区政策提出园区用电应优先通过绿电直接供应满足，直供比例原则上不低于50%。而这些场景的保障供电稳定等级都比较高，对绿色稳定的刚需驱动了分布式储能的增长。此外，随着市场机制对用户侧的逐步放开，收益多元化也是促进分布式储能发展的一个关键因素。如通过将分布式储能聚合到虚拟电厂中，参与现货、调频、备用等市场品种，提高单个项目的收益。另外，供用电的逻辑正从简单的电量向电能质量转变，未来不同客户对保供和电能质量等级的要求也有所区别。分布式储能特别是台区储能，可以通过提供更可靠的电能获取差异化的电能服务费，实现成本回收。

黄辉认为，电网侧独立储能和分布式储能各有优势。比如调频，独立储能响应快、容量稳定且单点响应更加精准可控，适配性更高。分布式储能被聚合在虚拟电厂中，受分散资源通信、可调空间等影响，适配性一般，需要技术升级才能高效参与。但分布式储能在配网阻塞管理等方面比独立储能更具优势，虚拟电厂可通过多节点上分布式储能和可调负荷协同，有针对性的解决配网阻塞。

中关村储能产业技术联盟秘书长刘为表示，分布式储能作为连接源、网、荷的关键环节，正逐步从示范走向规模化应用，成为推动能源转型、提升电网灵活性与用户用电韧性的重要力量。但分布式储能仍面临场景单一、市场机制不完善、商业模式不成熟等挑战，联盟将持续发挥平台优势，推动政策、技术、市场融合，与各方共建分布式储能发展的良好产业生态，助力 “双碳” 目标实现。