随着储能建设运营成本的下降以及分布式能源的大量开发利用，分布式储能在近年来正得到广泛关注。与集中式储能相比，分布式储能的选址安装更加灵活便利，更易实现分布式能源的就地快速消纳。
此外，分布式储能相比于集中式储能减少了电能在线路上的损耗，减少了线路投资压力。分布式储能在“分散”状态下易实现分布式能源就地消纳，在“聚合”状态下同集中式储能一样，仍可以实现调频调峰、延缓电网改造、提高电网运行稳定性等功。
分布式储能商业价值分析
分布式储能容量一般小于10MWh，相较于集中式储能，分布式储能建设周期短、建设地点灵活、投资费用少。上述特点决定了分布式储能在用户侧、配网侧以及分布式电源侧具有更多的应用空间。
然而，分布式储能的应用场景丰富并不意味着这些价值都可以被大规模的商业化。因此，需要从政策层面以及项目实践经验上论述分布式储能的商业价值，表1从用户侧、配网侧、分布式电源侧分析了分布式储能主要价值点。
用户侧
在用户侧领域，分布式储能技术目前的主要价值点包括峰谷价差套利、需量电费管理、需求响应补偿3个方面。峰谷价差套利的实现主要通过用户调整自身的用电计划而获得，这是用户装设储能的主要获利方式。
对于需要支付较多容量费用的电力用户，安装储能设备可以节省容量费用，做到需量电费管理。需求响应补偿是指储能用户通过参与需求侧响应项目获得补偿收益。
更重要的是，合适的分时电价机制和更大的峰谷电价差为储能进一步的商业化发展提供了非常有利的空间。用户侧储能以及储能运营商可作为市场主体参与需求响应并获得收益。
配网侧
在配网侧，储能技术目前的主要价值点是缓解电网阻塞、延缓配电网升级改造投资以及提高配网侧的供电可靠性。
利用储能设备灵活快速的特性，通过在阻塞区域配置储能装置不仅可以有效缓解线路重过载的问题，还可以延缓网络的升级改造，减少资源的浪费。
分布式电源侧
分布式储能技术在分布式电源侧的价值点主要是减少分布式发电的随机性与波动性，保证可再生能源的平滑输出。在风电、光伏供应高峰时，为保证系统运行稳定不得不选择弃能。
在系统负荷处于高峰时，风电、光伏又可能因自然条件原因导致发电量不足。在分布式电源侧配置储能后可有效解决此类问题。
分布式储能商业运营模式
尽管分布式储能的商业价值已经逐渐清晰，但其仍需要通过可靠的商业运营模式参与电力市场获得收益。当前，集中式储能投资费用较大，所以其商业运营模式划分的主要依据是投资主体差异。
根据投资主体的不同可以划分为：独立投资模式、联合投资模式、租赁模式。
分布式储能的商业运营模式与集中式储能有类似，也有不同。类似于集中式储能，分布式储能也可以按照投资主体差异形成上述3种商业运营模式。
不同于集中式储能，分布式储能投资费用更少，建设场地规模更小，资源更加分散。这样的优势使得分布式储能还可以与虚拟电厂结合形成虚拟电厂模式，也可以将其应用场景延伸至社区中，形成社区储能模式。
基于国内的政策环境以及国内外相关项目的实践经验，本章对分布式储能目前较为成熟的租赁模式、共享模式、虚拟电厂模式以及社区储能模式进行探讨总结。4种典型商业模式的总结如表2所示。
租赁模式
目前，融资租赁的商业模式是储能最常见的商业模式，也是国外分布式储能应用范围最广的商业运营模式。
融资租赁商业模式的成功发展根源于其模式独有的特点：
①租赁模式的风险更小
②租赁模式更加灵活。
对于用户独立投资建设而言，从某种程度上看，用户只有一次选择机会，若用户购置的储能使用后发现达不到自己的理想情况或是在购置储能后发现储能的建设成本不断下降，那么用户又需要承担额外成本，而租赁模式在这些方面具备更大的灵活性。
当前，租赁模式发展较为成熟的国家是美国和韩国。美国PowerEdison公司针对公用事业公司的需要建立了储能租赁模式，储能租赁服务可以帮助公用事业公司管理拥堵、提供备用电源保障，这些应用虽然使用周期较短，但对于公用事业公司却必不可少，故而选择储能租赁可以降低固定资产的投资。
在工商业用户市场，美国的AdvancedMi?crogridSolutions（AMS）公司向用户提供储能租赁服务以帮助用户节省电费支出。针对新能源消纳空间不足以及新能源发电企业自配储能困难的问题，国网湖南综合能源公司于2020年11月发布储能设备租赁招标公告，首创电池租赁模式，该运营模式如图1所示。
从项目的实践经验来看，目前国内储能租赁项目的开发商多为电力集团，而电力集团内部本身具有很多新能源场站，其内部的新能源场站正是保证了储能租赁模式的稳定收益。
如果电力集团不参与储能租赁项目的开发，那么怎样去寻找新能源场站并签订稳定的租赁合同就是项目开发商需要考虑的一大难题。这类问题是关乎此种模式下收益的关键问题，也是影响开发商做出投资决策的主要原因。
共享模式
共享储能模式突破了原有的“一对一”模式，将储能资源释放给整个电力系统，从服务一方到服务多方，极大地提高了资源的利用率。共享模式不仅可以实现储能服务对象的多元化，还可以实现投资主体的多元化，完成投资回报上的共享。
共享式储能通过规模化投资、建设、管理可以有效降低建设与运行成本，减少了自配储能的成本投入与管理投入。对比新能源自配储能的方式，共享储能在安全质量以及经济效益上具有更加明显的优势。
当前国内面向新能源场站的共享储能模式更偏向于租赁模式。随着储能建设成本下降以及技术更加成熟，自配储能的新能源场站变得更多，那么共享模式下的租金收益空间将会进一步缩小。
所以，共享储能模式得以实现可持续发展的关键在于开拓更多的收益模式，跟随市场化改革步伐积极参与各类电力市场。
虚拟电厂模式
虚拟电厂利用调控、通信技术将相对分散的源、网、荷、储等资源进行整合，形成一个特殊的电厂来参与电力系统运行和电力市场管理。
储能能够在虚拟电厂中发挥核心作用得益于它较强的主动性，其独有的充放电双向功能弥补了虚拟电厂中负荷、电源只有单向性的缺点。
目前，虚拟电厂模式发展较为成熟的国家是德国。作为欧洲最大的虚拟电厂运营商之一的德国NextKraftwerke公司，其业绩非常突出。
NextKraftwerke公司已经对德国、比利时等多个国家的1.3万个分布式能源单元和可调负荷实现了管理，2020年营收5.95亿欧元，其主要盈利模式如表3所示。
对于虚拟电厂模式，国内也做了积极地探索。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出为推动新型储能快速发展，要积极探索虚拟电厂商业模式。
2021年11月，国内首个虚拟电厂平台在深圳运行，深圳供电局通过虚拟电厂平台向用户发起调峰需求，深圳地铁集团与深圳水务集团参与响应，按照计划调节用电负荷3MW。
虚拟电厂模式的价值点包括很多方面，但这些价值点并没有在市场上转换为收益。其盈利的模式仍需要拓宽，当然这也需要良好的政策环境和市场环境作为发展的前提。
另外，虚拟电厂是一个比较丰富的系统，应当充分延伸其场景。例如，近几年新能源汽车迅速崛起，虚拟电厂应当充分分析其充电行为，考虑是否可以将其很好地纳入到虚拟电厂的系统中去。
最后，虚拟电厂最关键的技术在于其搭建的平台。其搭建的平台必须要充分利用系统中的资源与外部市场做交易，实现低成本高收益。
社区储能模式
在社区储能模式下，社区用户通过缴纳低于目前用电价格的费用以使用社区储能装置，满足自身的用电需求，此模式下的项目开发商的收益主要包括3个方面：①电费收益；②服务电网收益；③供热收益。
当前，社区储能模式发展较为成熟的国家是澳大利亚、德国和英国。澳大利亚国有公用事业厂商Synergy公司联合其他开发商合作开发了名为Al?kimosBeach储能试验（ABEST）的项目，该项目旨在对社区储能模式进行研究。在5年的运营期内，ABEST项目有效降低了用户的高峰电量需求，实现了用户电费管理。
但该项目主要关注的是对于用电高峰需求的管理，并没有为电网提供频率调节和电压支持等辅助服务。社区储能模式以社区用户为基础，在满足社区用户的前提下再创造其他方面的收益。
相比于其他的商业模式，社区储能模式拥有更稳定的用户群体。在推广社区储能模式时，需要前期充分调研，对项目的利好充分解释说明，以及在售后上给予客户足够的服务。
其他模式
除上述4种商业模式外，储能还有一些其他的商业模式，这些商业模式大部分是融合租赁、共享、虚拟电厂、社区储能这4种模式而形成。这需要开发商根据不同的市场情况以及客户需求，融合多种商业模式以实现该模式在市场上的可持续发展。
例如，在国内新能源配储的背景下，共享储能电站在2021年里异军突起，新兴的共享储能电站的商业模式就是融合了租赁模式和共享模式。
但是通过共享容量获得的租赁收益缺乏一定的可持续性，因为目前的租赁收益是在新能源配储背景下产生的，随着储能建设成本的进一步下降，自配储能的新能源场站变得越来越多，那么共享储能电站的租赁收益空间就会越来越小。
分布式储能未来商业模式展望
对于分布式储能商业模式的展望，首先要在电力市场的大背景下进行，其次要立足于分布式储能的核心商业价值，最后结合分布式储能量大、规模小、资源分散的物理特点再对其商业模式进行预判。
在电力市场化改革的大背景下，能量市场中的电价机制不断被完善，辅助服务市场中储能的主体地位越来越被强调，电力市场对储能的容纳程度正不断提高。
目前，分布式储能的核心商业价值在于消纳分布式能源以及调频、调峰、备用之类的辅助服务，其次储能还有缓解网络阻塞、延缓电网升级改造的作用。
再结合分布式储能的物理特点来看，对于未来分布式储能商业模式的预判，目前可以划分为两类：一是分布式储能单独参与市场；二是分布式储能聚合后参与市场，即分散和聚合两个大致方向。
分布式储能发展为分散模式或者聚合模式的主要影响因素是市场机制的完善程度以及储能的应用场景。本章分析在市场机制完善程度较高的情况下分布式储能在不同应用场景下未来的商业模式。
用户侧
在未来市场机制完善程度较高情况下，用户侧分布式储能资源的利用将会更多地以聚合模式开展。分布式储能规模小、资源分散，其单独进入市场较为困难，但如果以一个整体的身份将分散的资源聚合起来，那么进入市场的难度将会降低。
聚合模式如图2所示，资源聚合者首先需要通过软件平台对分布式资源实现聚合控制，然后资源聚合者可以进入市场提供辅助服务获得收益，最后需要将获得的收益按一定比例再分配给被聚合的资源拥有方。
随着市场机制不断地被完善，工商业用户侧分布式储能通过聚合模式将会在辅助服务市场有更多的可能。
配网侧
随着电改的逐步深入、市场机制的完善程度逐步提高，配售电逐渐放开，市场上将会出现新的拥有配电网资产的售电公司。新的售电公司不仅需要向客户提供可靠的电力，另外还要通过提高自身的管理和技术水平来加强自身的竞争力，而储能技术正对这些问题提供了有效的解决方案。
目前储能在配网侧的主要价值点在于缓解线路阻塞以及延缓对线路的升级改造。但在未来，新售电公司需要利用储能提供差异化增值服务以提高竞争水平。未来的新售电公司的利润不仅仅是通过购售电业务取得，更多的是通过细分客户种类，针对各种客户的需要提供不同的差异化增值服务。
例如，对于精密仪器制造类企业来说，电能质量的好坏直接关系到生产的过程以及结果，新售电公司可以针对需要为其定制提高电能质量的服务。对于医院此类的公共单位，新售电公司可以为其定制电源保障的服务。而储能技术正是保证差异化增值服务的关键技术。
分布式
发电侧对于分布式发电，其资源较为分散的特点决定了其更加适合就地消纳，规模化的上网反倒不具备较强的经济性。
虽然有越来越多的政策支持分布式发电就近交易，但其要想真正实现市场化仍然需要克服很大阻力。首先，分布式发电通过配电网向周边用户输送电力，其需要为电网的输电服务支付费用，这类费用该如何计算是个问题。
其次，从电网运行角度看，分布式发电的随机性、波动性特点决定了必然要有其他市场主体为分布式发电提供辅助服务，这类辅助服务费用该如何计算又是一个问题。当然，配备储能后的分布式发电可以很好的实现平滑输出，但是储能并不会完全克服分布式发电的随机性、波动性，所以辅助服务费用问题仍然需要解决。
总结
在深化电力市场化改革的背景下，储能的收益将会通过市场获得。合适的商业模式对外需要符合市场的需求，对内需要给开发商带来可持续性的收益，最终要面向整个社会实现资源的合理配置。无论是哪一种商业模式，都需要在充分了解的前提下通过实践去检验它是否可行。未来我国分布式储能的商业运营模式应当围绕以下几点进行改进。
（1）扩大分布式储能的市场参与范围，降低分布式储能参与市场的门槛。当前，国内已经确定了储能在辅助服务市场的主体地位，为保证分布式储能获得多重收益应当进一步扩大储能的市场参与范围，此举也是激励分布式储能规模化发展的根本性措施。另外，目前储能参与市场的门槛较高，应当降低准入门槛，充分调动用户侧、分布式发电侧闲置储能资源参与市场的积极性。
（2）分布式储能的投资成本及获利模式应当多元化。目前，储能项目较高的建设成本以及运行成本仍影响开发商对其投资的积极性，所以需要整合设备厂商在技术上、大型用户在资金上、电力公司在政策上的优势，实现储能项目多元化投资模式。同时，要创新分布式储能的获利模式，实现多重收益。
例如，共享储能模式实现了所有权与使用权的分离，一方面共享储能可以获得容量租赁的收益，另一方面共享储能又可以参与调峰市场获得收益。
（3）灵活安排分布式储能的“聚合”与“分散”状态。当前，储能参与市场的门槛较高，若要充分利用分布式储能这种规模小而分散的资源，应首先考虑聚合模式，以统一身份参与市场。
因此，为实现闲散分布式储能资源的高效利用，应当对聚合模式予以政策上的支持与引导。聚合模式只是一个相对的概念，当市场的准入门槛变低时，将有更多分布式储能以分散状态参与市场，而不是先要通过聚合然后再参与。
