中国储能网讯：近年来，随着储能建设与运营成本的降低，以及分布式能源的广泛开发利用，分布式储能备受关注。工商业用户、分布式光伏、快速充电桩、配电台区、绿色电力直连等多个场景均对分布式储能存在应用需求。除了满足上述个性化需求外，分布式储能还可通过聚合或虚拟电厂等形式接入调度系统，对保障电力供应、增强电网调节能力具有重要意义。然而，目前国内分布式储能仍面临应用场景相对单一、市场机制不够完善、商业模式尚未成熟等问题，这些因素制约了其规模化发展。

分布式储能参与电力市场现状

市场角色定位

分布式储能可在电力市场中扮演多种角色，具体定位取决于其接入位置与运营模式。

在用户侧，分布式储能与用户负荷配合，通过优化充放电策略，为用户降低用电成本、参与需求侧响应提供支持。此时，它兼具电力消费者与灵活性资源提供者的角色。例如，工商业用户配置的储能系统可在低谷电价时段充电、高峰时段放电，以减少高峰用电需求、节约电费，并在系统需要时参与需求响应。

在电源侧，分布式储能与分布式电源（如光伏、风电）配套建设，能够平滑其输出功率波动，提升电能质量与可调度性，作为分布式电源的辅助设施参与市场交易，增强其市场竞争力。

在配网侧，安装在配电台区的分布式储能，可通过储存和释放电能来调节配电网的瞬时负荷波动与峰值负荷需求，提升电网稳定性与响应速度。

此外，分布式储能还可通过虚拟电厂等形式，参与电能量市场与辅助服务市场，获取额外收益。

参与电力市场现状

在电源侧，《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）提出，风电、太阳能发电等新能源的上网电量将全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源参与市场交易后，在市场之外建立差价结算机制：对于纳入该机制的电量，若市场交易均价低于或高于机制设定的电价，差额部分由电网企业按规定进行差价结算，相关费用纳入当地系统运行费用。136号文实施后，分布式光伏上网将主要采取市场化交易方式，其发电模式将趋近于集中式光伏，发电量和价格均难以得到保障。此时，配置储能可以减少新能源弃电，并降低在低电价时段的发电比例，从而提升收益。分布式储能的收益主要取决于峰谷电价差和实际充放电次数。假设储能单位投资为1000元/千瓦时，分布式储能可用于储存分布式光伏的弃电或低价电，并在电价高峰时段放电。峰谷电价基于电力现货市场交易形成，当充放电价差达到0.6元/千瓦时、年充放电次数达到400次时，投资回收期约为8.5年。然而，目前国内各省独立储能在现货市场中的峰谷价差普遍为0.2～0.4元/千瓦时，年充放电次数约为300次左右。在此边界条件下进行测算，目前分布式光伏配置储能尚难以实现成本回收。

在用户侧，工商业配储主要通过峰谷价差套利为用户节省电费，在电网有需求时协助用户参与需求响应，参与电网平衡。绿电直连项目中，根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。目前，用户侧分布式储能主要以内部电量调节为主，参与市场交易较少。

在配网侧，当前台区储能的需求主要集中在农村地区，并多以示范项目的形式落地实施。这些项目的投运主体主要为各地电网公司或其下属的综合能源公司，现阶段主要功能在于动态增容。然而，台区储能面临收益模式不明确、成本难以疏导的困境。一方面，其无法纳入输配电价核算；另一方面，因规模普遍偏小（部分项目甚至低于100千瓦），参与电力市场也存在困难。在此背景下，山东省创新性地将分散的台区储能聚合为“云储能”，“云储能”可参照独立储能的相关支持政策参与电力市场交易，获取现货市场价差收益与容量补偿，为台区储能的发展提供了有益借鉴。

在虚拟电厂方面，目前国内虚拟电厂以参与需求响应为主，部分省份正在探索通过虚拟电厂参与现货市场、辅助服务市场的规则。山西作为国内首个允许虚拟电厂参与现货市场的省份，其虚拟电厂可通过报量报价方式进行现货市场交易。储能参与分时套利与现货时段重合，可实现每天一充电一放电，同时获得“零售市场（峰谷分时套利）+批发市场（现货与零售中长期合约价差）”双重收益。

分布式储能参与电力市场面临的挑战市场准入门槛较高。现有电力市场准入规则普遍对市场主体的规模要求较高，而分布式储能系统通常单体规模较小、产权结构分散，难以单独满足准入条件。例如，在浙江，第三方独立主体参与电力辅助服务的准入规模要求不低于5兆瓦；上海和安徽对虚拟电厂的单个可调节容量也设定为不低于5兆瓦。相比之下，美国加州和德国允许分布式能源参与电力市场的容量门槛仅为100千瓦。

参与市场规则不健全。目前，无论是工商业配套储能还是绿电直连项目，均未就分布式储能向电网反向输送电量的行为制定明确规则，储能只能用于调整用电负荷的时间分布。储能项目的收益高度依赖企业的用电需求，一旦企业经营下滑、用电减少，将直接影响储能投资的成本回收。即使将分布式储能聚合接入虚拟电厂，其可参与的市场交易品种及被调度的次数也较为有限。在大部分省份，这类项目尚无法常态化、规模化地参与电力市场交易，导致实际收益难以覆盖投资和运营成本。

制定参与市场策略能力弱。分布式储能普遍规模较小且人员配置有限，通常难以自行开展天气、发电量等相关预测分析，导致其参与电力市场时面临一定的风险。即使通过虚拟电厂进行聚合，也常因电价预测与负荷电量预测技术尚不成熟，存在批发电价与零售电价倒挂的可能性，并可能因预测偏差而面临电网考核的风险。

电价差套利空间较小。在电源侧，分布式光伏配储作为发电端，与工商业用户电价相比，价差空间较小，经济性较差。在用户侧，部分应用场景难以进行峰谷价差套利，例如充电桩配套储能，用户充电集中在谷价时段（约占50%～60%），高峰时段用电较少，导致储能缺乏价差获利空间。在配网侧，台区储能主要应用于农村地区，居民采用阶梯电价，分布式储能无法通过电价差套利，只能减少分布式新能源弃电，且整体利用率不高，充放电收益非常有限。

分布式储能参与电力市场建议

完善分布式储能参与电力市场规则。短期内，重点制定并完善分布式储能参与需求响应、辅助服务及现货市场的相关政策与规则，解决当前备案流程不明、安全认定缺失等问题，推动实现分布式储能与集中式储能“同工同酬”，保障其获取市场化收益。在中长期，制定分布式储能参与容量市场的规则，并逐步降低用户侧储能参与各类电力市场的门槛。

完善分布式储能电能量价格机制。在电源侧，推动分布式新能源以聚合或直接方式参与电力市场。在电力现货实现长周期运行后，逐步降低参与现货市场主体的接入电压等级门槛，放宽电力现货价差限制，拉大现货价格差异，引导分布式新能源用户主动配置储能。

在用户侧，短期内建立用户分时电价的动态调整机制，根据电力供需情况定期调整峰谷时段，合理扩大峰谷价差。中长期来看，待电力现货市场连续运行后，推动依据现货价格信号动态调整峰谷时段划分，充分发挥电价的引导作用，优化用户用电行为，缓解电力供需矛盾，保障电力安全供应，提升电力系统整体利用效率。

在配网侧，对分布式储能给予与集中式储能同等的政策支持。例如，对于向电网送电的分布式储能，其相应充电电量不承担输配电价及政府性基金与附加费用。

完善分布式储能容量价格机制。在电源侧，美国加州、英国等成熟电力市场已为新能源发电提供容量价值补偿，并对配备储能设施的新能源项目给予更高的容量价值认定。建议依据分布式光伏配备储能的比例及其实际发电曲线形态，实施差异化的容量价值补偿机制，以充分体现分布式储能在平抑光伏发电波动、提升电网稳定性方面的作用。

在用户侧，应探索建立新型容量电费机制。目前用户侧执行的两部制电价中，容量电费主要基于变压器容量或用户最大需量计收，且通常每三年调整一次。随着新能源渗透率的持续提高，固定的容量电费政策已难以适应新能源消纳的需求。未来应结合系统消纳能力与供电保障要求，设计更为灵活的容量电费政策，例如推行分季节容量电价机制，以更好地反映工商业储能在调节负荷、支撑电网运行方面的价值。

在配网侧，建议对分布式储能给予与集中式储能同等的容量补偿，以公平体现分布式储能为配电网提供的容量支撑与调节价值。

参与虚拟电厂方面，虚拟电厂作为电力系统的重要调节资源，具备提供容量备用和调峰等服务的功能，因此具有明确的容量价值，建议对其建立相应的容量电价机制。在制定相关政策时，需充分考虑虚拟电厂的实际有效容量及其容量可信度，其整体容量并非内部各分布式资源额定容量的简单叠加，而应基于不同资源的可靠性差异进行科学评估。对于分布式储能、换电站等调节性能优质的资源，应给予更高的容量价值认定。