分布式儲能參與電力市場的現(xiàn)狀與挑戰(zhàn)
來源：電聯(lián)新媒 時間：2026-01-29 15:49
閱讀摘要
近年來，分布式儲能因成本下降與分布式能源發(fā)展而受關(guān)注，但目前面臨場景單一、市場機制不完善、商業(yè)模式不成熟等制約?，F(xiàn)狀方面，電源側(cè)光伏配儲受136號文推動進入市場，但當(dāng)前價差小、充放電次數(shù)有限，難以回收成本；用戶側(cè)儲能主要依靠峰谷套利，參與市場交易較少；配網(wǎng)側(cè)以示范為主，收益模式不清；虛擬電廠在山西等省份開始探索現(xiàn)貨市場。因此，本文建議，完善市場規(guī)則，推動分布式儲能“同工同酬”；動態(tài)優(yōu)化分時電價，拉大峰谷價差；建立容量補償機制，體現(xiàn)儲能調(diào)節(jié)價值；支持通過虛擬電廠聚合參與市場，提升規(guī)模效益。
近年來，隨著儲能建設(shè)與運營成本的降低，以及分布式能源的廣泛開發(fā)利用，分布式儲能備受關(guān)注。工商業(yè)用戶、分布式光伏、快速充電樁、配電臺區(qū)、綠色電力直連等多個場景均對分布式儲能存在應(yīng)用需求。除了滿足上述個性化需求外，分布式儲能還可通過聚合或虛擬電廠等形式接入調(diào)度系統(tǒng)，對保障電力供應(yīng)、增強電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力具有重要意義。然而，目前國內(nèi)分布式儲能仍面臨應(yīng)用場景相對單一、市場機制不夠完善、商業(yè)模式尚未成熟等問題，這些因素制約了其規(guī)?；l(fā)展。
分布式儲能參與電力市場現(xiàn)狀
市場角色定位
分布式儲能可在電力市場中扮演多種角色，具體定位取決于其接入位置與運營模式。
在用戶側(cè)，分布式儲能與用戶負荷配合，通過優(yōu)化充放電策略，為用戶降低用電成本、參與需求側(cè)響應(yīng)提供支持。此時，它兼具電力消費者與靈活性資源提供者的角色。例如，工商業(yè)用戶配置的儲能系統(tǒng)可在低谷電價時段充電、高峰時段放電，以減少高峰用電需求、節(jié)約電費，并在系統(tǒng)需要時參與需求響應(yīng)。
在電源側(cè)，分布式儲能與分布式電源（如光伏、風(fēng)電）配套建設(shè)，能夠平滑其輸出功率波動，提升電能質(zhì)量與可調(diào)度性，作為分布式電源的輔助設(shè)施參與市場交易，增強其市場競爭力。
在配網(wǎng)側(cè)，安裝在配電臺區(qū)的分布式儲能，可通過儲存和釋放電能來調(diào)節(jié)配電網(wǎng)的瞬時負荷波動與峰值負荷需求，提升電網(wǎng)穩(wěn)定性與響應(yīng)速度。
此外，分布式儲能還可通過虛擬電廠等形式，參與電能量市場與輔助服務(wù)市場，獲取額外收益。
參與電力市場現(xiàn)狀
在電源側(cè)，《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）提出，風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源的上網(wǎng)電量將全面進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源參與市場交易后，在市場之外建立差價結(jié)算機制：對于納入該機制的電量，若市場交易均價低于或高于機制設(shè)定的電價，差額部分由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定進行差價結(jié)算，相關(guān)費用納入當(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運行費用。136號文實施后，分布式光伏上網(wǎng)將主要采取市場化交易方式，其發(fā)電模式將趨近于集中式光伏，發(fā)電量和價格均難以得到保障。此時，配置儲能可以減少新能源棄電，并降低在低電價時段的發(fā)電比例，從而提升收益。分布式儲能的收益主要取決于峰谷電價差和實際充放電次數(shù)。假設(shè)儲能單位投資為1000元/千瓦時，分布式儲能可用于儲存分布式光伏的棄電或低價電，并在電價高峰時段放電。峰谷電價基于電力現(xiàn)貨市場交易形成，當(dāng)充放電價差達到0.6元/千瓦時、年充放電次數(shù)達到400次時，投資回收期約為8.5年。然而，目前國內(nèi)各省獨立儲能在現(xiàn)貨市場中的峰谷價差普遍為0.2~0.4元/千瓦時，年充放電次數(shù)約為300次左右。在此邊界條件下進行測算，目前分布式光伏配置儲能尚難以實現(xiàn)成本回收。
在用戶側(cè)，工商業(yè)配儲主要通過峰谷價差套利為用戶節(jié)省電費，在電網(wǎng)有需求時協(xié)助用戶參與需求響應(yīng)，參與電網(wǎng)平衡。綠電直連項目中，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號），項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應(yīng)不低于60%，占總用電量的比例應(yīng)不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限由各省級能源主管部門結(jié)合實際確定，一般不超過20%。目前，用戶側(cè)分布式儲能主要以內(nèi)部電量調(diào)節(jié)為主，參與市場交易較少。
在配網(wǎng)側(cè)，當(dāng)前臺區(qū)儲能的需求主要集中在農(nóng)村地區(qū)，并多以示范項目的形式落地實施。這些項目的投運主體主要為各地電網(wǎng)公司或其下屬的綜合能源公司，現(xiàn)階段主要功能在于動態(tài)增容。然而，臺區(qū)儲能面臨收益模式不明確、成本難以疏導(dǎo)的困境。一方面，其無法納入輸配電價核算；另一方面，因規(guī)模普遍偏?。ú糠猪椖可踔恋陀?00千瓦），參與電力市場也存在困難。在此背景下，山東省創(chuàng)新性地將分散的臺區(qū)儲能聚合為“云儲能”，“云儲能”可參照獨立儲能的相關(guān)支持政策參與電力市場交易，獲取現(xiàn)貨市場價差收益與容量補償，為臺區(qū)儲能的發(fā)展提供了有益借鑒。
在虛擬電廠方面，目前國內(nèi)虛擬電廠以參與需求響應(yīng)為主，部分省份正在探索通過虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場的規(guī)則。山西作為國內(nèi)首個允許虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場的省份，其虛擬電廠可通過報量報價方式進行現(xiàn)貨市場交易。儲能參與分時套利與現(xiàn)貨時段重合，可實現(xiàn)每天一充電一放電，同時獲得“零售市場（峰谷分時套利）+批發(fā)市場（現(xiàn)貨與零售中長期合約價差）”雙重收益。
分布式儲能參與電力市場
面臨的挑戰(zhàn)
市場準(zhǔn)入門檻較高。現(xiàn)有電力市場準(zhǔn)入規(guī)則普遍對市場主體的規(guī)模要求較高，而分布式儲能系統(tǒng)通常單體規(guī)模較小、產(chǎn)權(quán)結(jié)構(gòu)分散，難以單獨滿足準(zhǔn)入條件。例如，在浙江，第三方獨立主體參與電力輔助服務(wù)的準(zhǔn)入規(guī)模要求不低于5兆瓦；上海和安徽對虛擬電廠的單個可調(diào)節(jié)容量也設(shè)定為不低于5兆瓦。相比之下，美國加州和德國允許分布式能源參與電力市場的容量門檻僅為100千瓦。
參與市場規(guī)則不健全。目前，無論是工商業(yè)配套儲能還是綠電直連項目，均未就分布式儲能向電網(wǎng)反向輸送電量的行為制定明確規(guī)則，儲能只能用于調(diào)整用電負荷的時間分布。儲能項目的收益高度依賴企業(yè)的用電需求，一旦企業(yè)經(jīng)營下滑、用電減少，將直接影響儲能投資的成本回收。即使將分布式儲能聚合接入虛擬電廠，其可參與的市場交易品種及被調(diào)度的次數(shù)也較為有限。在大部分省份，這類項目尚無法常態(tài)化、規(guī)?；貐⑴c電力市場交易，導(dǎo)致實際收益難以覆蓋投資和運營成本。
制定參與市場策略能力弱。分布式儲能普遍規(guī)模較小且人員配置有限，通常難以自行開展天氣、發(fā)電量等相關(guān)預(yù)測分析，導(dǎo)致其參與電力市場時面臨一定的風(fēng)險。即使通過虛擬電廠進行聚合，也常因電價預(yù)測與負荷電量預(yù)測技術(shù)尚不成熟，存在批發(fā)電價與零售電價倒掛的可能性，并可能因預(yù)測偏差而面臨電網(wǎng)考核的風(fēng)險。
電價差套利空間較小。在電源側(cè)，分布式光伏配儲作為發(fā)電端，與工商業(yè)用戶電價相比，價差空間較小，經(jīng)濟性較差。在用戶側(cè)，部分應(yīng)用場景難以進行峰谷價差套利，例如充電樁配套儲能，用戶充電集中在谷價時段（約占50%~60%），高峰時段用電較少，導(dǎo)致儲能缺乏價差獲利空間。在配網(wǎng)側(cè)，臺區(qū)儲能主要應(yīng)用于農(nóng)村地區(qū)，居民采用階梯電價，分布式儲能無法通過電價差套利，只能減少分布式新能源棄電，且整體利用率不高，充放電收益非常有限。
分布式儲能參與電力市場建議
完善分布式儲能參與電力市場規(guī)則。短期內(nèi)，重點制定并完善分布式儲能參與需求響應(yīng)、輔助服務(wù)及現(xiàn)貨市場的相關(guān)政策與規(guī)則，解決當(dāng)前備案流程不明、安全認定缺失等問題，推動實現(xiàn)分布式儲能與集中式儲能“同工同酬”，保障其獲取市場化收益。在中長期，制定分布式儲能參與容量市場的規(guī)則，并逐步降低用戶側(cè)儲能參與各類電力市場的門檻。
完善分布式儲能電能量價格機制。在電源側(cè)，推動分布式新能源以聚合或直接方式參與電力市場。在電力現(xiàn)貨實現(xiàn)長周期運行后，逐步降低參與現(xiàn)貨市場主體的接入電壓等級門檻，放寬電力現(xiàn)貨價差限制，拉大現(xiàn)貨價格差異，引導(dǎo)分布式新能源用戶主動配置儲能。
在用戶側(cè)，短期內(nèi)建立用戶分時電價的動態(tài)調(diào)整機制，根據(jù)電力供需情況定期調(diào)整峰谷時段，合理擴大峰谷價差。中長期來看，待電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，推動依據(jù)現(xiàn)貨價格信號動態(tài)調(diào)整峰谷時段劃分，充分發(fā)揮電價的引導(dǎo)作用，優(yōu)化用戶用電行為，緩解電力供需矛盾，保障電力安全供應(yīng)，提升電力系統(tǒng)整體利用效率。
在配網(wǎng)側(cè)，對分布式儲能給予與集中式儲能同等的政策支持。例如，對于向電網(wǎng)送電的分布式儲能，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價及政府性基金與附加費用。
完善分布式儲能容量價格機制。在電源側(cè)，美國加州、英國等成熟電力市場已為新能源發(fā)電提供容量價值補償，并對配備儲能設(shè)施的新能源項目給予更高的容量價值認定。建議依據(jù)分布式光伏配備儲能的比例及其實際發(fā)電曲線形態(tài)，實施差異化的容量價值補償機制，以充分體現(xiàn)分布式儲能在平抑光伏發(fā)電波動、提升電網(wǎng)穩(wěn)定性方面的作用。
在用戶側(cè)，應(yīng)探索建立新型容量電費機制。目前用戶側(cè)執(zhí)行的兩部制電價中，容量電費主要基于變壓器容量或用戶最大需量計收，且通常每三年調(diào)整一次。隨著新能源滲透率的持續(xù)提高，固定的容量電費政策已難以適應(yīng)新能源消納的需求。未來應(yīng)結(jié)合系統(tǒng)消納能力與供電保障要求，設(shè)計更為靈活的容量電費政策，例如推行分季節(jié)容量電價機制，以更好地反映工商業(yè)儲能在調(diào)節(jié)負荷、支撐電網(wǎng)運行方面的價值。
在配網(wǎng)側(cè)，建議對分布式儲能給予與集中式儲能同等的容量補償，以公平體現(xiàn)分布式儲能為配電網(wǎng)提供的容量支撐與調(diào)節(jié)價值。
參與虛擬電廠方面，虛擬電廠作為電力系統(tǒng)的重要調(diào)節(jié)資源，具備提供容量備用和調(diào)峰等服務(wù)的功能，因此具有明確的容量價值，建議對其建立相應(yīng)的容量電價機制。在制定相關(guān)政策時，需充分考慮虛擬電廠的實際有效容量及其容量可信度，其整體容量并非內(nèi)部各分布式資源額定容量的簡單疊加，而應(yīng)基于不同資源的可靠性差異進行科學(xué)評估。對于分布式儲能、換電站等調(diào)節(jié)性能優(yōu)質(zhì)的資源，應(yīng)給予更高的容量價值認定。
責(zé)任編輯：王奕博
