2025年，分布式儲能迎來發展黃金期。日前發布的《分布式儲能發展商業模式研究》顯示，從2019年到2025年前三季度，我國分布式儲能累計裝機增長了5倍以上，從570兆瓦增長至3638兆瓦。

近年來，隨著新型儲能建設運營成本的下降、分布式能源的大量開發利用和一系列政策的推動，分布式儲能發展速度明顯加快。但在實際應用中，國內分布式儲能仍面臨場景單一、市場機制不完善和商業模式不成熟等問題，制約了其規模化發展。

業內專家呼吁，行業亟須通過完善需求響應機制、健全安全與技術標準、強化財稅支持等方式，實現分布式儲能的多元化、市場化發展。

從示范走向規模化應用

分布式儲能是指分散布置在用戶側(家庭、工廠、商場等)、配電網側或分布式新能源附近的小型儲能系統。雖然其規模小于集中式儲能，但它部署靈活性高、無需大規模電力改造、可就地存儲富余電力，是破解新能源就近消納難題的關鍵。特別是2024年以來，集中式儲能的競爭日趨激烈，因此許多企業將目光投向了分布式儲能。

“分布式儲能作為連接源、網、荷的關鍵環節，正逐步從示范走向規模化應用，成為推動能源轉型、提升電網靈活性與用戶用電韌性的重要力量。”中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為說。

《分布式儲能發展商業模式研究》顯示，工商業配儲、分布式光伏配儲、綠電直連、臺區儲能、虛擬電廠、充換電站配儲是分布式儲能的六大應用場景。“其中，工商業配儲是最為成熟的應用場景。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長、研究總監岳芬介紹，工商業配儲是指在工業或商業終端為工商業用戶配置儲能系統，以優化用電成本、提高供電可靠性并參與電網服務的儲能解決方案。截至2025年9月，在國內分布式儲能累計裝機應用場景中，工商業配儲占比達68.7%。

近期多地著力推進的綠電直連項目，也是分布式儲能重要的應用場景之一。綠電直連是指風電、太陽能發電等新能源不直接接入公共電網，而是通過直連線路向單一電力用戶供給綠電。它是提升新能源消納效率、降低用電成本、實現綠電物理溯源、應對國際綠色貿易壁壘、促進區域協調發展及推動產業綠色轉型的重要舉措。據不完全統計，截至目前，全國20多個省份已明確獲批的綠電直連項目數量累計超50個。

岳芬介紹，綠電直連項目分為并網型與離網型兩種。在并網型項目中，分布式儲能主要起到減少新能源棄電和協助用戶實現綠電溯源的作用;在離網型項目中，分布式儲能則兼具減少棄電和保障供電的功能。

從地域分布看，截至2025年9月，江蘇、廣東、浙江等經濟發達省份的分布式儲能累計裝機規模排名靠前。其中，江蘇以642兆瓦位居第一。

商業模式仍需完善

發展速度持續加快的同時，專家坦言，分布式儲能的商業模式仍處于探索階段，其發展面臨政策持續性不足、收益來源單一、安全標準與運維體系不健全、成本疏導機制缺失等挑戰。

以工商業配儲場景為例，目前，分布式儲能收益來源主要包括峰谷價差套利、容量電費節省、需求響應以及電力市場參與等。而除峰谷價差套利外，其他途徑的收益較少，分時電價政策對工商業配儲場景下分布式儲能的經濟收益影響巨大。比如，浙江、廣東等沿海省份由于峰谷價差較高，且可以做到“兩充兩放”，外加大工業用戶較多，成為工商業配儲的主要增長地區。但對于甘肅等峰谷價差較低的省份，分布式儲能無法從價差中獲利，回收成本困難。

“目前各省份分時電價政策變化較快。一旦政策改變導致電價價差縮小，工商業配儲場景下分布式儲能收益將大幅下滑。”岳芬說。此外，如果企業用戶的經營業績下滑、用電量收縮，也會直接影響分布式儲能的成本回收。

上海派能能源科技股份有限公司國內營銷副總經理彭寬寬認為，分布式儲能的商業模式能否在短期內實現突破取決于政策和技術這兩個關鍵因素。隨著市場機制的逐漸清晰，分布式儲能的商業化前景將更加樂觀。技術進步將推動儲能成本持續下降，也有望加速商業模式的成熟。

技術蓄勢突破，政策東風已來。記者了解到，為規范電力中長期交易行為，適應電力改革發展需要，2024年，國家發展改革委印發《電力市場運行基本規則》。這一政策明確了儲能企業、虛擬電廠等是電力市場成員，為分布式儲能高質量發展奠定了基礎。此后，各地也推出示范政策，推動分布式儲能相關商業運營模式形成。2025年，《廣東虛擬電廠運營管理實施細則(試行)》《浙江電力領域新型主體市場化響應實施細則(試行)》等文件印發，山東也出臺了相關政策，支持分布式儲能參與容量補償和電力交易。

2025年12月底，國家發展改革委、國家能源局發布《關于促進電網高質量發展的指導意見》，明確支持建設分布式獨立儲能和電網替代型儲能。岳芬說，該意見為推動分布式儲能發展提供了強勁動力。

盈利轉向源荷互動

如何提升分布式儲能的利用率及經濟性，推動分布式儲能商業模式走向成熟?

新源智儲能源發展(北京)有限公司市場總監高志遠分析說，在國家、地方政策的鼓勵和國有資本、社會資本投資的支持下，分布式儲能作為主體參與電力市場交易，從原來獲得單一電價差，變為獲取“市場交易+輔助服務+個別地市專項補貼”。但要使這一獲利模式進一步推廣落地，還需要政府和行業共同努力，充分利用好市場調節機制。

行業專家同樣認為，隨著技術、經濟、安全性的提升，分布式儲能在“十五五”期間有望得到廣泛應用，其盈利模式將逐步從過去的單一套利模式向源荷互動模式演進。

《分布式儲能發展商業模式研究》針對分布式儲能不同應用場景給出了建議。

在分布式儲能應用最為廣泛的工商業配儲場景下，該報告認為，分布式儲能短期內可通過固定峰谷價差和需求響應獲取收益;中長期則可通過動態分時價差套利、減少容量電費等方式，實現多元化收益。

具體來看，現階段，該報告建議峰谷價差較低的省份根據實際需求，合理拉大峰谷價差。在提高政策持續性方面，報告建議工商業配儲大省在制定或修改分時電價或現貨政策時，考慮工商業配儲的政策過渡需求，如通過細化分時電價峰谷時段、設定合理的浮動范圍等方式，盡可能使工商業配儲保持較穩定的收益。

在綠電直連場景下，報告建議分布式儲能短期內可通過自發自用減少電費，同時體現綠電溯源價值;中長期在自發自用節省電費的同時，作為平衡單元參與大電網的平衡，通過與大電網交互獲取收益，同時探索綠電直連項目碳減排效益。

對于分布式光伏配儲、臺區儲能、虛擬電廠等場景，報告也從強化財稅政策支持、鼓勵技術攻關、完善項目參與電力市場的機制等方面對分布式儲能給出了建議。

“相信未來，以往簡單基于峰谷價差套利的測算模型將被徹底淘汰，分布式儲能的商業模式也將向真正的能源價值載體轉變。”山西風行測控股份有限公司項目經理兼虛擬電廠研究院副院長張明君說。