2025年，分布式储能迎来发展黄金期。日前发布的《分布式储能发展商业模式研究》显示，从2019年到2025年前三季度，我国分布式储能累计装机增长了5倍以上，从570兆瓦增长至3638兆瓦。

近年来，随着新型储能建设运营成本的下降、分布式能源的大量开发利用和一系列政策的推动，分布式储能发展速度明显加快。但在实际应用中，国内分布式储能仍面临场景单一、市场机制不完善和商业模式不成熟等问题，制约了其规模化发展。

业内专家呼吁，行业亟须通过完善需求响应机制、健全安全与技术标准、强化财税支持等方式，实现分布式储能的多元化、市场化发展。

从示范走向规模化应用

分布式储能是指分散布置在用户侧（家庭、工厂、商场等）、配电网侧或分布式新能源附近的小型储能系统。虽然其规模小于集中式储能，但它部署灵活性高、无需大规模电力改造、可就地存储富余电力，是破解新能源就近消纳难题的关键。特别是2024年以来，集中式储能的竞争日趋激烈，因此许多企业将目光投向了分布式储能。

“分布式储能作为连接源、网、荷的关键环节，正逐步从示范走向规模化应用，成为推动能源转型、提升电网灵活性与用户用电韧性的重要力量。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为说。

《分布式储能发展商业模式研究》显示，工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储是分布式储能的六大应用场景。“其中，工商业配储是最为成熟的应用场景。”中关村储能产业技术联盟副秘书长、研究总监岳芬介绍，工商业配储是指在工业或商业终端为工商业用户配置储能系统，以优化用电成本、提高供电可靠性并参与电网服务的储能解决方案。截至2025年9月，在国内分布式储能累计装机应用场景中，工商业配储占比达68.7%。

近期多地着力推进的绿电直连项目，也是分布式储能重要的应用场景之一。绿电直连是指风电、太阳能发电等新能源不直接接入公共电网，而是通过直连线路向单一电力用户供给绿电。它是提升新能源消纳效率、降低用电成本、实现绿电物理溯源、应对国际绿色贸易壁垒、促进区域协调发展及推动产业绿色转型的重要举措。据不完全统计，截至目前，全国20多个省份已明确获批的绿电直连项目数量累计超50个。

岳芬介绍，绿电直连项目分为并网型与离网型两种。在并网型项目中，分布式储能主要起到减少新能源弃电和协助用户实现绿电溯源的作用；在离网型项目中，分布式储能则兼具减少弃电和保障供电的功能。

从地域分布看，截至2025年9月，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能累计装机规模排名靠前。其中，江苏以642兆瓦位居第一。

商业模式仍需完善

发展速度持续加快的同时，专家坦言，分布式储能的商业模式仍处于探索阶段，其发展面临政策持续性不足、收益来源单一、安全标准与运维体系不健全、成本疏导机制缺失等挑战。

以工商业配储场景为例，目前，分布式储能收益来源主要包括峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应以及电力市场参与等。而除峰谷价差套利外，其他途径的收益较少，分时电价政策对工商业配储场景下分布式储能的经济收益影响巨大。比如，浙江、广东等沿海省份由于峰谷价差较高，且可以做到“两充两放”，外加大工业用户较多，成为工商业配储的主要增长地区。但对于甘肃等峰谷价差较低的省份，分布式储能无法从价差中获利，回收成本困难。

“目前各省份分时电价政策变化较快。一旦政策改变导致电价价差缩小，工商业配储场景下分布式储能收益将大幅下滑。”岳芬说。此外，如果企业用户的经营业绩下滑、用电量收缩，也会直接影响分布式储能的成本回收。

上海派能能源科技股份有限公司国内营销副总经理彭宽宽认为，分布式储能的商业模式能否在短期内实现突破取决于政策和技术这两个关键因素。随着市场机制的逐渐清晰，分布式储能的商业化前景将更加乐观。技术进步将推动储能成本持续下降，也有望加速商业模式的成熟。

技术蓄势突破，政策东风已来。记者了解到，为规范电力中长期交易行为，适应电力改革发展需要，2024年，国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》。这一政策明确了储能企业、虚拟电厂等是电力市场成员，为分布式储能高质量发展奠定了基础。此后，各地也推出示范政策，推动分布式储能相关商业运营模式形成。2025年，《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则（试行）》等文件印发，山东也出台了相关政策，支持分布式储能参与容量补偿和电力交易。

2025年12月底，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确支持建设分布式独立储能和电网替代型储能。岳芬说，该意见为推动分布式储能发展提供了强劲动力。

盈利转向源荷互动

如何提升分布式储能的利用率及经济性，推动分布式储能商业模式走向成熟？

新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远分析说，在国家、地方政策的鼓励和国有资本、社会资本投资的支持下，分布式储能作为主体参与电力市场交易，从原来获得单一电价差，变为获取“市场交易+辅助服务+个别地市专项补贴”。但要使这一获利模式进一步推广落地，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。

行业专家同样认为，随着技术、经济、安全性的提升，分布式储能在“十五五”期间有望得到广泛应用，其盈利模式将逐步从过去的单一套利模式向源荷互动模式演进。

《分布式储能发展商业模式研究》针对分布式储能不同应用场景给出了建议。

在分布式储能应用最为广泛的工商业配储场景下，该报告认为，分布式储能短期内可通过固定峰谷价差和需求响应获取收益；中长期则可通过动态分时价差套利、减少容量电费等方式，实现多元化收益。

具体来看，现阶段，该报告建议峰谷价差较低的省份根据实际需求，合理拉大峰谷价差。在提高政策持续性方面，报告建议工商业配储大省在制定或修改分时电价或现货政策时，考虑工商业配储的政策过渡需求，如通过细化分时电价峰谷时段、设定合理的浮动范围等方式，尽可能使工商业配储保持较稳定的收益。

在绿电直连场景下，报告建议分布式储能短期内可通过自发自用减少电费，同时体现绿电溯源价值；中长期在自发自用节省电费的同时，作为平衡单元参与大电网的平衡，通过与大电网交互获取收益，同时探索绿电直连项目碳减排效益。

对于分布式光伏配储、台区储能、虚拟电厂等场景，报告也从强化财税政策支持、鼓励技术攻关、完善项目参与电力市场的机制等方面对分布式储能给出了建议。

“相信未来，以往简单基于峰谷价差套利的测算模型将被彻底淘汰，分布式储能的商业模式也将向真正的能源价值载体转变。”山西风行测控股份有限公司项目经理兼虚拟电厂研究院副院长张明君说。（记者 吴叶凡）