中關村儲能產業技術聯盟與自然資源保護協會最新發布的《分布式儲能發展商業模式研究》報告（以下簡稱“報告”）顯示，2019年至2025年第三季度，我國分布式儲能累計裝機規模從570兆瓦快速增長至3638兆瓦以上，增幅超五倍，呈現出強勁發展勢頭。
我國分布式儲能已形成工商業配儲、分布式光伏配儲、綠電直連、臺區儲能、虛擬電廠、充換電站配儲六大主要應用場景。其中，工商業配儲模式最為成熟，其收益主要來源于分時電價套利，江蘇、廣東、浙江等經濟發達省份因峰谷價差顯著，走在裝機規模前列。
在裝機規模高速增長的背后，我國分布式儲能產業正步入規模化發展與商業模式突破的關鍵時期。與此同時，盈利模式單一、過度依賴政策、安全標準體系不完善等深層次問題也逐漸顯現，行業亟須在構建可持續市場化機制、推動技術融合創新、建立健全安全標準體系等方面實現系統化突破。
政策與市場雙重驅動
分布式儲能主要指分散布置在用戶側或配網節點附近的小型儲能系統。與集中式儲能相比，其單個項目規模較小，開發復雜度較高，整體增速不及集中式儲能。近年來，隨著集中式儲能市場競爭日趨白熱化，利潤空間受到擠壓，越來越多的市場參與者開始將目光投向開發潛力巨大的分布式儲能領域，尋求新增長點。
在自然資源保護協會清潔電力高級顧問黃輝看來，分布式儲能快速發展，得益于政策引導與市場機制的“雙輪驅動”。一方面，綠電直連、零碳園區、數據中心等新興應用場景對綠電消納提出明確且剛性要求，使分布式儲能逐漸成為實現新能源就近消納的重要技術路徑。以零碳園區為例，其用電要求優先通過綠電直接供應滿足，且直供比例原則上不低于50%，同時這類場景對供電穩定性要求極高，形成了對“綠色且穩定”電力的剛需，直接拉動了分布式儲能裝機增長；另一方面，電力市場化改革的推進也為分布式儲能創造了新的收益渠道。通過聚合形成虛擬電廠，分布式儲能可以參與電力現貨、調頻、備用等多元市場交易，從而拓展盈利空間，提升項目的經濟性。
黃輝認為，與電網側獨立儲能相比，分布式儲能在緩解配網阻塞等局部場景中展現出獨特優勢。通過虛擬電廠等技術平臺，多個節點的分布式儲能與可調負荷協同運行，實現對局部網絡擁堵問題的精準調控與緩解。
業內專家表示，分布式儲能通過就地存儲富余電力、平抑波動，能夠顯著提升本地新能源自用率和配電網消納能力。隨著技術不斷成熟、安全標準逐步完善，分布式儲能在“十五五”時期有望迎來更加廣泛的應用。
盈利模式單一與安全隱憂并存
盡管前景廣闊，分布式儲能商業化進程仍面臨突出挑戰。
目前，占比最高的工商業儲能項目經濟性高度依賴峰谷電價差套利。派能科技國內營銷副總經理彭寬寬坦言，雖然虛擬電廠、需求側響應等模式在探索中，但峰谷套利仍是當前唯一相對穩定、可預測的收益來源。這種對電價政策的依賴，使行業極易受到政策調整的沖擊。
2025年10月，浙江省發改委發布《關于優化分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》，調整了峰谷時段劃分與電價浮動機制，令當地工商業儲能套利空間收窄。據測算，典型2小時鋰電池儲能項目的投資回收期將從5.4年延長至9.1年，項目經濟性明顯下降。
除盈利困境外，工商業儲能規模化發展還面臨三大結構性痛點：一是開發成本較高。儲能項目開發需綜合評估業主經營狀況、廠址條件、用電負荷特性、合作意愿、收益分配機制、峰谷價差及變壓器/線路剩余容量等多重因素，流程復雜、門檻較高，制約了項目快速落地。二是安全問題突出。工商業儲能貼近用戶生產場景，環境復雜，目前很多省份在設備選型、廠址布局等方面缺乏統一規范，導致部分早期項目存在安全隱患。此外，土地、消防、市政等跨部門審批機制尚未健全，項目合規手續辦理仍面臨障礙。三是低價競爭導致產品質量參差不齊。近年來，隨著行業競爭加劇，工商業儲能系統價格已從約1.5元/瓦時下降至0.6—0.8元/瓦時。部分企業為控制成本降低質量要求，導致系統可靠性下降、非計劃停運率上升，甚至出現因集成商退出而設備無法正常運行的情況，損害了行業長期健康發展基礎。
尋求多元價值與市場化價值
破解當前困局的關鍵，在于推動分布式儲能從“政策驅動下的價差套利工具” 向“電力市場中具有多重價值的靈活性資源”根本性轉變。
彭寬寬指出，分布式儲能商業模式能否在短期內實現突破，主要取決于政策支持與技術發展兩大關鍵因素。“未來3年，市場機制框架將逐步清晰，但尚未完全成熟。放眼更長時間維度，隨著儲能成本持續下降與市場機制不斷優化，分布式儲能的發展前景將更加明朗。”
山西風行測控股份有限公司項目經理張明君認為，未來分布式儲能將在技術、市場和商業模式三方面迎來重要發展。技術層面，主要依托“AI+”實現更精準的負荷預測與電價預測，使儲能系統的充放電策略能夠更精準地貼近實時電價信號，提升運營經濟性；市場層面，分布式儲能的獲利渠道將進一步拓寬。除通過虛擬電廠參與批發市場交易、獲取中長期與現貨價差收益外，還可通過提供深度調峰、備用輔助服務等獲得收益。此外，容量市場機制正在試點推進。例如，山西正在探索以虛擬電廠形式聚合分布式儲能容量，參與容量市場交易，為電力系統提供長期容量支持，并相應獲取容量補償或租賃收入；商業模式層面，以往單純依賴峰谷價差套利的測算模型將逐漸被淘汰，分布式儲能將逐步轉型為真正的能源價值載體。從長遠看，這一轉變有助于推動行業健康發展，儲能的真正價值不僅在于用戶側的峰谷套利，更是可以在系統側為電網提供靈活性與可靠性支撐。
為此，報告提出分階段建議，短期內(2025—2027年)通過拉大峰谷價差、完善需求響應機制、健全安全標準與提供財稅補貼等方式，保障分布式儲能項目的基本收益與安全運行；中長期(2028—2030年)則致力于深化電力市場改革，通過建立動態電價機制、探索容量價值、推動分布式儲能參與輔助服務與電力現貨市場，并深入挖掘其在綠電、綠證和碳市場中的環境價值，最終構建多元化的收益渠道，全面提升分布式儲能的經濟性與市場競爭力。（記者 盧奇秀）
轉自：中國能源報
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