中关村储能产业技术联盟与自然资源保护协会最新发布的《分布式储能发展商业模式研究》报告（以下简称“报告”）显示，2019年至2025年第三季度，我国分布式储能累计装机规模从570兆瓦快速增长至3638兆瓦以上，增幅超五倍，呈现出强劲发展势头。
我国分布式储能已形成工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储六大主要应用场景。其中，工商业配储模式最为成熟，其收益主要来源于分时电价套利，江苏、广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差显著，走在装机规模前列。
在装机规模高速增长的背后，我国分布式储能产业正步入规模化发展与商业模式突破的关键时期。与此同时，盈利模式单一、过度依赖政策、安全标准体系不完善等深层次问题也逐渐显现，行业亟须在构建可持续市场化机制、推动技术融合创新、建立健全安全标准体系等方面实现系统化突破。
■■政策与市场双重驱动
分布式储能主要指分散布置在用户侧或配网节点附近的小型储能系统。与集中式储能相比，其单个项目规模较小，开发复杂度较高，整体增速不及集中式储能。近年来，随着集中式储能市场竞争日趋白热化，利润空间受到挤压，越来越多的市场参与者开始将目光投向开发潜力巨大的分布式储能领域，寻求新增长点。
在自然资源保护协会清洁电力高级顾问黄辉看来，分布式储能快速发展，得益于政策引导与市场机制的“双轮驱动”。一方面，绿电直连、零碳园区、数据中心等新兴应用场景对绿电消纳提出明确且刚性要求，使分布式储能逐渐成为实现新能源就近消纳的重要技术路径。以零碳园区为例，其用电要求优先通过绿电直接供应满足，且直供比例原则上不低于50%，同时这类场景对供电稳定性要求极高，形成了对“绿色且稳定”电力的刚需，直接拉动了分布式储能装机增长；另一方面，电力市场化改革的推进也为分布式储能创造了新的收益渠道。通过聚合形成虚拟电厂，分布式储能可以参与电力现货、调频、备用等多元市场交易，从而拓展盈利空间，提升项目的经济性。
黄辉认为，与电网侧独立储能相比，分布式储能在缓解配网阻塞等局部场景中展现出独特优势。通过虚拟电厂等技术平台，多个节点的分布式储能与可调负荷协同运行，实现对局部网络拥堵问题的精准调控与缓解。
业内专家表示，分布式储能通过就地存储富余电力、平抑波动，能够显著提升本地新能源自用率和配电网消纳能力。随着技术不断成熟、安全标准逐步完善，分布式储能在“十五五”时期有望迎来更加广泛的应用。
■■盈利模式单一与安全隐忧并存
尽管前景广阔，分布式储能商业化进程仍面临突出挑战。
目前，占比最高的工商业储能项目经济性高度依赖峰谷电价差套利。派能科技国内营销副总经理彭宽宽坦言，虽然虚拟电厂、需求侧响应等模式在探索中，但峰谷套利仍是当前唯一相对稳定、可预测的收益来源。这种对电价政策的依赖，使行业极易受到政策调整的冲击。
2025年10月，浙江省发改委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，调整了峰谷时段划分与电价浮动机制，令当地工商业储能套利空间收窄。据测算，典型2小时锂电池储能项目的投资回收期将从5.4年延长至9.1年，项目经济性明显下降。
除盈利困境外，工商业储能规模化发展还面临三大结构性痛点：一是开发成本较高。储能项目开发需综合评估业主经营状况、厂址条件、用电负荷特性、合作意愿、收益分配机制、峰谷价差及变压器/线路剩余容量等多重因素，流程复杂、门槛较高，制约了项目快速落地。二是安全问题突出。工商业储能贴近用户生产场景，环境复杂，目前很多省份在设备选型、厂址布局等方面缺乏统一规范，导致部分早期项目存在安全隐患。此外，土地、消防、市政等跨部门审批机制尚未健全，项目合规手续办理仍面临障碍。三是低价竞争导致产品质量参差不齐。近年来，随着行业竞争加剧，工商业储能系统价格已从约1.5元/瓦时下降至0.6—0.8元/瓦时。部分企业为控制成本降低质量要求，导致系统可靠性下降、非计划停运率上升，甚至出现因集成商退出而设备无法正常运行的情况，损害了行业长期健康发展基础。
■■寻求多元价值与市场化价值
破解当前困局的关键，在于推动分布式储能从“政策驱动下的价差套利工具”向“电力市场中具有多重价值的灵活性资源”根本性转变。
彭宽宽指出，分布式储能商业模式能否在短期内实现突破，主要取决于政策支持与技术发展两大关键因素。“未来3年，市场机制框架将逐步清晰，但尚未完全成熟。放眼更长时间维度，随着储能成本持续下降与市场机制不断优化，分布式储能的发展前景将更加明朗。”
山西风行测控股份有限公司项目经理张明君认为，未来分布式储能将在技术、市场和商业模式三方面迎来重要发展。技术层面，主要依托“AI+”实现更精准的负荷预测与电价预测，使储能系统的充放电策略能够更精准地贴近实时电价信号，提升运营经济性；市场层面，分布式储能的获利渠道将进一步拓宽。除通过虚拟电厂参与批发市场交易、获取中长期与现货价差收益外，还可通过提供深度调峰、备用辅助服务等获得收益。此外，容量市场机制正在试点推进。例如，山西正在探索以虚拟电厂形式聚合分布式储能容量，参与容量市场交易，为电力系统提供长期容量支持，并相应获取容量补偿或租赁收入；商业模式层面，以往单纯依赖峰谷价差套利的测算模型将逐渐被淘汰，分布式储能将逐步转型为真正的能源价值载体。从长远看，这一转变有助于推动行业健康发展，储能的真正价值不仅在于用户侧的峰谷套利，更是可以在系统侧为电网提供灵活性与可靠性支撑。
为此，报告提出分阶段建议，短期内(2025—2027年)通过拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与提供财税补贴等方式，保障分布式储能项目的基本收益与安全运行；中长期(2028—2030年)则致力于深化电力市场改革，通过建立动态电价机制、探索容量价值、推动分布式储能参与辅助服务与电力现货市场，并深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场中的环境价值，最终构建多元化的收益渠道，全面提升分布式储能的经济性与市场竞争力。
