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。