21世纪经济报道记者雷椰 北京报道
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》报告。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。与会嘉宾认为，未来要通过政策完善与市场改革，破解当前收益单一等难题，让分布式储能迈向市场化、多元化发展新阶段。
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分布式储能是指分散布置在用户侧（家庭、工厂、商场等）或配网节点的小型储能系统。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。
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。
报告显示，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；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。
尽管行业增速亮眼，但商业模式仍处于探索阶段。报告明确当前核心挑战：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。
多位专家指出，当前分布式储能盈利仍高度依赖峰谷价差，而部分省份电价政策波动、市场准入门槛等因素，进一步制约了行业盈利能力。
为提升分布式储能的利用率及经济性，报告提出分阶段发展路径：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。
虚拟电厂作为分布式储能聚合载体，其发展备受关注。
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表示，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。”
对此，专家建议推动分布式储能加装单独表计，借助AI技术实现与电网协同调度，同时拓展调频、调压等辅助服务场景。
此外，容量市场正在探索，“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。”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表示。
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