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　　近年来，分布式储能因成本下降与分布式能源发展而受关注，但目前面临场景单一、市场机制不完善、商业模式不成熟等制约。现状方面，电源侧光伏配储受136号文推动进入市场，但当前价差小、充放电次数有限，难以回收成本；用户侧储能主要依靠峰谷套利，参与市场交易较少；配网侧以示范为主，收益模式不清；虚拟电厂在山西等省份开始探索现货市场。因此，本文建议，完善市场规则，推动分布式储能“同工同酬”；动态优化分时电价，拉大峰谷价差；建立容量补偿机制，体现储能调节价值；支持通过虚拟电厂聚合参与市场，提升规模效益。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。