行业现状与增长 - 中国分布式储能累计装机规模从2019年的570兆瓦快速增长至2025年第三季度的3638兆瓦以上，增幅超五倍，呈现强劲发展势头 [3] - 行业已形成工商业配储、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 [3] - 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、浙江等峰谷价差显著的省份走在装机规模前列 [3] 发展驱动因素 - 行业发展得益于政策引导与市场机制的“双轮驱动” [5] - 绿电直连、零碳园区、数据中心等新兴场景对绿电消纳提出刚性要求，例如零碳园区要求绿电直供比例原则上不低于50%，且对供电稳定性要求极高，拉动了分布式储能装机增长 [5] - 电力市场化改革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，可以参与电力现货、调频、备用等多元市场交易 [5] - 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 [6] 面临的挑战与问题 - 盈利模式单一，工商业储能项目经济性高度依赖峰谷电价差套利，这是当前唯一相对稳定、可预测的收益来源 [11] - 行业极易受到政策调整冲击，例如2025年10月浙江省优化分时电价政策，导致典型2小时锂电池储能项目的投资回收期从5.4年延长至9.1年，经济性明显下降 [11] - 开发成本较高，项目评估涉及多重复杂因素，流程复杂、门槛高，制约了项目快速落地 [12] - 安全问题突出，工商业储能贴近用户生产，环境复杂，且部分省份在设备选型、厂址布局等方面缺乏统一规范，部分早期项目存在安全隐患 [12] - 跨部门审批机制尚未健全，项目合规手续办理面临障碍 [12] - 低价竞争导致产品质量参差不齐，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 [12] 未来发展方向与建议 - 破解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 [14] - 短期内（2025—2027年）建议通过拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与提供财税补贴等方式，保障项目基本收益与安全运行 [16] - 中长期（2028—2030年）建议深化电力市场改革，建立动态电价机制、探索容量价值、推动参与辅助服务与电力现货市场，并挖掘其在绿电、绿证和碳市场中的环境价值 [16] - 技术层面将主要依托“AI+”实现更精准的负荷与电价预测，提升运营经济性 [15] - 市场层面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外，还可通过提供深度调峰、备用辅助服务等获得收益，容量市场机制也在试点推进 [15] - 商业模式层面，单纯依赖峰谷价差套利的模型将逐渐被淘汰，分布式储能将转型为真正的能源价值载体，在系统侧为电网提供灵活性与可靠性支撑 [15]

来源：环球网 【环球网报道 记者 齐琛冏】在"双碳"目标驱动下，分布式储能作为构建新型电力系统的关键环节，正 迎来快速发展。12月16日，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟在京合办研讨会并发布《分布 式储能发展商业模式研究》。该研究分析了我国分布式储能的商业模式和主要挑战，并结合国际经验和 我国电力市场建设现状，初步探索了分布式储能商业模式的创新方向，提出了完善配套机制的建议。 六大应用场景拉动分布式储能快速发展 其中，工商业配储最为成熟，主要依赖分时电价套利，但其经济性受省份分时电价峰谷价差政策影响显 著；分布式光伏配储分源侧与荷侧两类，源侧为全额上网项目，以参与市场交易为主，荷侧主要用于提 升自发自用率和分时电价峰谷套利；绿电直连项目含并网型与离网型，并网型绿电直连项目中的储能可 发挥减少弃电和分时电价峰谷套利的双重作用，离网型绿电直连项目中的储能兼具减少弃电和保障供电 的功能；台区储能以动态增容为核心，多为电网主导的示范项目；虚拟电厂通过聚合储能提升调节能 力，参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场；充换电站配储聚焦变压器扩容与峰谷套利。 自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉分析，在具体场景应 ...

21世纪经济报道记者雷椰 北京报道 其中，工商业配储最为成熟，主要依赖分时电价套利，但其经济性受省份分时电价峰谷价差政策影响显著；虚拟电厂通过聚合 储能提升调节能力，参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场。 尽管行业增速亮眼，但商业模式仍处于探索阶段。报告明确当前核心挑战：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。 多位专家指出，当前分布式储能盈利仍高度依赖峰谷价差，而部分省份电价政策波动、市场准入门槛等因素，进一步制约了行 业盈利能力。 为提升分布式储能的利用率及经济性，报告提出分阶段发展路径：2025—2027年，通过合理拉大分时电价峰谷价差、完善需求 响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障分布式储能项目的基本收益与安全运行；在2028—2030年，则致力于深 化电力市场改革，通过完善分时电价动态调整机制、推动分布式储能参与现货市场、探索兑现分布式储能的容量价值和辅助服 务价值，深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场等环境价值方面的潜力，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。 虚拟电厂作为分布式储能聚合载体，其发展备受关注。 中国电力科学研 ...

为提升分布式储能的利用率及经济性，促进分布式储能的多元化和市场化发展，上述报告建议在2025年 至2027年，通过合理拉大分时电价峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方 式，保障分布式储能项目的基本收益与安全运行；在2028至2030年，则致力于深化电力市场改革，通过 完善分时电价动态调整机制、推动分布式储能参与现货市场、探索兑现分布式储能的容量价值和辅助服 务价值，深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场等环境价值方面的潜力，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。 本报讯 （记者贺王娟）12月16日，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟在京合办研讨会并发 布《分布式储能发展商业模式研究》报告。 《分布式储能发展商业模式研究》报告显示，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的政策推动，分布式储能发展速度明显加快。2019年至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570MW增长至3638MW，形成了以工商业配储、分布式光伏配 储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储为代表的六大应用场景。 其中，工商业配 ...

文章核心观点 - 分布式储能是破解新能源就近消纳难题的关键，正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 [2][10] - 国内分布式储能已形成六大应用场景，但整体商业模式仍处于探索阶段，面临政策、收益、安全、成本等多方面挑战 [6][7][10] - 行业未来发展将呈现市场化、技术路线多样化、微网化、便利化、AI化“五化”特征，商业模式将从单一峰谷套利向多元价值载体转变 [11][24][26] - 通过虚拟电厂等聚合方式参与电力市场是分布式储能发展的必然选择，有助于形成规模效应并提升议价能力 [14][24] - 政策完善与技术进步是推动分布式储能商业模式短期内实现突破的两个关键因素 [18] 行业发展现状与规模 - 2019年至2025年前三季度，中国分布式储能累计装机增长了5倍以上，从570MW增长至3638MW [6] - 已形成六大主要应用场景：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 [6] - 工商业配储模式最为成熟，主要依赖分时电价套利 [7] - 整体来看，国内分布式储能商业模式仍处于探索阶段 [7] 主要商业模式与应用场景分析 - **工商业配储**：最成熟，依赖分时电价套利，经济性受省份峰谷价差政策影响显著 [7] - **分布式光伏配储**：分源侧（全额上网，参与市场交易）与荷侧（提升自发自用率和峰谷套利）两类 [7] - **绿电直连项目**：分并网型（减少弃电和峰谷套利）与离网型（减少弃电和保障供电） [7] - **台区储能**：以动态增容为核心，多为电网主导的示范项目 [7] - **虚拟电厂**：通过聚合储能提升调节能力，参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场 [7] - **充换电站配储**：聚焦变压器扩容与峰谷套利 [7] - **数据中心储能**：应用场景正拓展多重功能，包括利用绿电降碳、削峰填谷降电费、作为备用电源、平抑AI数据中心负荷短时波动 [17] - **基站储能**：国内通讯基站数量庞大（约一千多万座），客户集中（三大运营商和铁塔公司），“分布式光伏+储能”供电结合削峰填谷模式经济效益相对稳定，可调用资源规模可观 [18] 面临的挑战 - 政策持续性不足 [7] - 收益来源单一 [7] - 安全标准与运维体系不健全 [7] - 成本疏导机制缺失 [7] - 通过虚拟电厂参与运行的比例较低，原因包括聚合资源有限、用户侧储能缺乏独立计量装置难以单独统计 [14] - 多地规定虚拟电厂在同一时段、同一调节能力只能获取一份收益，限制了收益多元化 [23] - 与独立储能相比，分布式储能在构网技术应用等方面可能面临成本压力 [15] 未来发展路径与建议 - **短期（2025-2027年）**：通过拉大分时电价峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障项目基本收益与安全运行 [8] - **中长期（2028-2030年）**：深化电力市场改革，完善分时电价动态调整机制、推动参与现货市场、探索兑现容量价值和辅助服务价值，挖掘绿电、绿证和碳市场环境价值潜力，构建多元化收益渠道 [8] - 未来演进将呈现“五化”特征：市场化、技术路线多样化、微网化、便利化、AI化 [11] - 需要推动分布式储能增加单独表计，便于市场计量和结算 [15] - 借助AI优化决策，实现与电网运行的协同，充分发挥调节作用 [15] - 商业模式将从基于峰谷价差套利的测算模型，向真正的能源价值载体转变，通过虚拟电厂在表前为系统提供灵活性和可靠性支持 [24] 政策与市场机制进展 - 电力市场运行基本规则出台明确了储能作为灵活调节资源的身份 [20] - 广东、浙江、山东等地已出台政策支持虚拟电厂或分布式储能参与调频调峰辅助服务、市场化响应、容量补偿和电力交易 [20] - 山西、山东、宁夏、福建等省份已有虚拟电厂参与现货市场的实践 [14] - 华北区域自11月起已开展区域调峰辅助服务 [14] - 山西正在探索以虚拟电厂聚合分布式储能总容量参与容量市场交易 [24] - 零碳园区等政策提出园区用电优先通过绿电直接供应满足，直供比例原则上不低于50%，拉动了分布式储能需求 [27] 不同场景下的价值定位 - 在用户侧，最重要的使命是为客户降本、保障用电安全、与绿电实现联动协同 [17] - 在数据中心场景，需做到“储备一体”，结合备电刚需与储能需求实现价差边际效益 [21] - 在通讯基站领域，可在保障供电的基础上实现储电功能，带来新的应用场景 [21] - 分布式储能正从简单的“峰谷套利”向分布式新能源消纳配套单元和电网支撑调节微单元转变 [26] - 分布式储能（特别是台区储能）未来可通过提供更可靠的电能获取差异化的电能服务费，实现成本回收 [27] - 与独立储能相比，分布式储能在配网阻塞管理方面更具优势 [28]

12月16日，自然资源保护协会联合中关村储能产业技术联盟发布的《分布式储能发展商业模式研究》 (下称"报告")提出，为提升分布式储能的利用率及经济性，促进分布式储能的多元化和市场化发展，建 议在2025—2027年，通过合理拉大分时电价峰谷价差、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障分布 式储能项目的基本收益与安全运行。 着眼于长远发展，报告建议在2028—2030年，通过完善分时电价动态调整机制、推动分布式储能参与现 货市场、探索兑现分布式储能的容量价值和辅助服务价值，深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场等环境价 值方面的潜力，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。 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。分布式储能可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。 政策层面，近两年国家和地方层面已密集出台多项举措支持分布式储能的发展。其中在地方层面，各省 主要通过拉大峰谷差、规范虚拟电厂准入、完善需求响应补贴等方式引导分布式储能发展，广东、浙 江、江苏等部分省市对分布式储能给予补贴。 在这样的背景下，报 ...

国内分布式储能发展现状 - 在“双碳”目标驱动下，分布式储能作为新型电力系统的关键环节正快速发展，2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机规模从570兆瓦增长至3638兆瓦 [1][10][18] - 从技术分布看，截至2025年9月，锂离子电池占国内分布式储能累计装机的92.77%，占据绝对主导地位 [1][21][23] - 从应用场景看，截至2025年9月，国内分布式储能主要为工商业配储，占比达到68.70% [1][24][28] - 从地域分布看，江苏、广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差大、大型工商业用户多，领跑分布式储能装机规模，截至2025年9月，江苏、广东、浙江的累计装机规模分别为642兆瓦、630兆瓦和572兆瓦 [1][25][26] - 行业定义上，研究参考多项标准，将分布式储能界定为接入电压等级35千伏以下、功率规模≤6兆瓦的储能系统 [16][17] 国内分布式储能商业模式分析 - 国内探索了六大核心应用场景的商业模式，包括工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连项目、台区储能、虚拟电厂及充/换电站配储 [2][14] - 工商业配储是当前主流场景，主要采用合同能源管理模式，收益核心依赖峰谷价差套利 [2][48][49] - 分时电价政策对工商业配储经济性影响巨大，典型省份如浙江、广东因价差高（平均电价差分别为0.83元/千瓦时和0.72元/千瓦时）且可实现“两充两放”，投资回收期较短（分别为5.4年和6.5年），而蒙西、甘肃等地因价差低（分别为0.37元/千瓦时和0.14元/千瓦时），经济性较差 [49][51] - 政策变动对项目经济性构成显著风险，例如浙江省2025年10月拟调整分时电价政策，导致工商业储能“两充两放”平均价差从0.8254元/千瓦时降至0.5039元/千瓦时，投资回收期从5.4年延长至9.1年 [52][53] - 分布式光伏配储分为源侧（全额上网）和荷侧模式，随着新能源上网电量全部进入电力市场，配储可通过减少弃电和优化发电时段获得收益 [2][56][57] - 行业面临开发成本高、安全问题突出、低价竞争导致产品质量参差不齐、企业用电量波动影响收益以及政策持续性不足等多重挑战 [55] 国外分布式储能商业模式分析 - 美国、德国、澳大利亚等国以户用储能发展为主，主要通过强有力的财税补贴、高居民电价及通过虚拟电厂参与电力市场来推动 [1][10] - 美国加州户用储能主要驱动力为投资税收抵免（ITC，可抵免30%-70%投资）和地方性自发电激励计划（补贴150-1000美元/千瓦时），补贴后户储实际投资成本低于550美元/千瓦时 [29] - 加州户用储能收益来自分时电价价差（南加爱迪生电力公司2024年峰谷价差为0.24-0.4美元/千瓦时）和备用电源价值，净计费模式下光储系统投资回收期（7-8年）短于单独光伏系统（8-9年） [30] - 德国户用储能驱动力包括免除增值税（约19%）、光储充一体化补贴（储能补贴250欧元/千瓦时）以及高居民电价，补贴后光储系统成本降低50%以上，典型家庭配置光储系统后投资回收期约4.1年 [35][36] - 澳大利亚通过家用电池税收减免（不超过3500澳元或成本的50%）推动户用储能，尽管投资回收期较长（约9.9年），但用户出于能源安全和环保考虑仍有安装需求 [40] - 虚拟电厂（VPP）在海外是提升分布式储能经济性的重要模式，运营商通过聚合用户储能参与电力市场获取收益，并为参与用户提供装机补贴或激励，例如澳大利亚特斯拉VPP为南澳居民提供免费的Powerwall电池 [34][39][43][44] 国内外发展模式对比与建议 - 与国外相比，国内分布式储能以工商业配储为主，财税支持力度较弱，收益来源集中于分时电价套利，政策不确定性较大，参与电力市场的深度和广度有待提升 [2] - 为推动规模化发展，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、健全安全标准等方式保障项目基本收益与安全运行 [2][11] - 中长期（2028-2030年）建议深化电力市场改革，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，并挖掘其在绿电、绿证和碳市场中的环境价值，以构建多元化收益渠道 [2][11]

12月16日，中关村储能产业技术联盟和自然资源保护协会联合发布的报告显示，2019年到2025年9月， 国内分布式储能（接入电压等级35kV以下，功率规模≤6MW）累计装机规模从570MW增长至 3638MW。2024年以来，分布式储能增速明显加快。江苏、广东、浙江的分布式储能累计装机规模排名 前三，分别为642MW、630MW、572MW。不同应用场景中，工商业配储占比达到68.70%；其次为电 网侧分布式储能（包括变电站配储、台区储能等），占比8.30%；新能源配储占比7.09%。技术方面， 锂离子电池占国内分布式储能装机的92.77%。 ...

配电网角色转变 - 配电网正从单向输电的末端网络升级为源、网、荷、储多元融合的智慧能源枢纽 [3] - 到2025年配电网需具备5亿千瓦分布式新能源及1200万台充电桩接入能力 [3] - 供需两侧结构性变化是驱动因素：消费侧第三产业和居民用电占比从2010年约23%提升至目前超过1/3且未来预计超2/3，供应侧新能源装机占比截至今年9月底已超过45% [5] 配电网新功能定位 - 未来配电网将承担三大关键角色：新能源消纳与调节资源聚合的能量枢纽、AI与数字化技术应用的创新载体、电力市场机制探索的前沿试验田 [6] - 分布式光伏与集中式光伏比重截至去年底约为4：6，预计"十五五"时期分布式光伏规模有望超过集中式光伏 [6] - 配电网需整合虚拟电厂、储能单元、电动汽车V2G等调节资源，成为能量双向流动枢纽 [6] 多元主体发展现状 - 2024年新增储能项目中分布式储能占比近70%，呈现规模小、数量多、覆盖广特征 [8] - 分布式储能应用场景从工业园区峰谷套利扩展至源网荷储一体化、充电站、数据中心等领域，数据中心与零碳园区成为两大热门场景 [8] - 虚拟电厂在山西等试点地区已展现作用：促进新能源消纳（解决午间弃光问题）和缓解供需紧张（调节晚高峰供电缺口） [9] 市场机制与挑战 - 虚拟电厂收益中70%至80%来源于政策性支持，市场化收益仅占20%到30%，利润空间有限 [11] - 输配电价机制转变为按接网容量缴费，若用户月均负载率低于全省工商业平均水平则用电成本将高于传统模式 [11] - 需通过底层精准建模提取各行业用能设备关键指标，并构建数字化平台将可调负荷从成本中心转变为可创收资产 [12]

政策发布与市场反应 - 国家发改委与国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》[1] - 政策利好储能、电气设备、光伏、海上风电等行业[1] - 11月11日光伏、储能等板块强势领涨，多只个股涨停或涨超8%，例如中来股份、拓日新能、协鑫集成等涨停，阿特斯、煜邦电力涨超8%[1] 政策核心内容：分类引导与协调发展 - 政策首项重点任务是针对新能源资源分布特点，分类引导开发与消纳的差异化策略[1] - 分类引导旨在解决新能源资源与负荷地理逆向分布问题，西北地区新能源富集，负荷集中在东南沿海[1] - 策略促进西部外送电力满足东部需求，并鼓励就地消纳将绿色能源转化为氢氨醇等产品[1] - 明确海上风电以就近消纳为主，适配沿海经济发达地区的高负荷需求[1] 政策核心内容：市场化改革与价格机制 - 政策突出市场化改革，提出完善跨省跨区送电、新能源就近消纳、调节性资源容量等电价机制[2] - 新价格机制旨在推动市场价格信号向终端用户传导，引导资源优化配置[2] - 新机制可推动绿电直连用户精准评估需求，鼓励挖掘用户自身调节潜力，增加自发自用比例，甚至通过参与辅助服务市场增收[2] 政策核心内容：增强系统适配能力与储能发展 - 政策提出增强新型电力系统对新能源的适配能力，明确多元混合调节路径，包括常规水电、抽水蓄能、新型储能、煤电灵活性改造、虚拟电厂[2] - 强调大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力[2] - 截至今年三季度，全国新型储能累计装机突破100吉瓦，较"十三五"末增长超30倍[2] - 去年新增储能项目中八成为分布式储能[2] 分布式储能未来趋势 - 未来分布式储能发展呈现应用场景多元化趋势，数据中心、零碳园区是热门场景，随着绿电直供和源网荷储一体化项目落地，场景将进一步拓宽[3] - 分布式储能将支撑高耗能行业降碳保供，通过峰谷电价套利降低企业用电成本，同时提升用电稳定性[3] - 助力聚合参与电力市场模式加速落地，例如引导分布式储能接入虚拟电厂，优化需求响应补贴机制，并参与大电网调峰、保供等服务[3]