中关村储能产业技术联盟与自然资源保护协会联合发布的《分布式储能发展商业模式研究》报告显示，2019 年至 2025 年第三季度，我国分布式储能累计装机量由 570 兆瓦飙升至 3638 兆瓦以上，增长幅度突破 5 倍，发展势头极为强劲。目前，该领域已形成工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储六大核心应用场景，其中工商业配储模式最为成熟，凭借分时电价套利成为主要收益来源，江苏、广东、浙江等峰谷价差显著的经济发达省份，在装机规模上处于领先地位。

分布式储能特指分散部署在用户侧或配网节点周边的小型储能系统，相较于集中式储能，其单个项目规模偏小、开发难度更高，整体增速稍显滞后。不过，随着集中式储能市场竞争愈发激烈，利润空间持续压缩，众多市场参与者纷纷将目光转向潜力巨大的分布式储能领域，寻求新的增长突破口。

在自然资源保护协会清洁电力高级顾问黄辉看来，分布式储能的快速发展离不开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、数据中心等新兴场景对绿电消纳有着明确且硬性的需求，让分布式储能成为新能源就近消纳的关键技术路径。以零碳园区为例，其用电需优先通过绿电直供满足，且直供比例原则上需达到 50% 以上，加之对供电稳定性的高要求，形成了对 “绿色且稳定” 电力的刚性需求，直接拉动了分布式储能装机增长；另一方面，电力市场化改革的持续推进，为分布式储能开辟了新的收益渠道，通过聚合形成虚拟电厂，其可参与电力现货、调频、备用等多元市场交易，进一步拓展盈利空间，提升项目经济性。

此外，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具备独特优势，借助虚拟电厂等技术平台，多个节点的分布式储能可与可调负荷协同运作，实现对局部网络拥堵问题的精准调控。业内专家表示，分布式储能通过就地存储富余电力、平抑功率波动，能显著提高本地新能源自用率和配电网消纳能力，随着技术日趋成熟、安全标准逐步完善，“十五五” 时期有望实现更广泛的应用。

虽说分布式储能前景广阔，但商业化进程中仍面临诸多突出挑战。当前，占比最高的工商业储能项目，其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，尽管虚拟电厂、需求侧响应等模式正在探索阶段，但峰谷套利仍是目前唯一相对稳定、可预测的收益来源，这种对电价政策的高度依赖，使得行业极易受到政策调整的冲击。

2025 年 10 月，浙江省发展改革委发布《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，直接导致当地工商业储能套利空间收窄。经测算，典型两小时锂电池储能项目的投资回报周期会从 5.4 年拉长至 9.1 年，项目经济性明显下滑。

除了盈利困境，工商业储能规模化发展还面临三大结构性难题。其一，项目开发成本偏高。储能项目开发需综合考量业主经营状况、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，流程繁杂、准入门槛较高，制约了项目的快速落地。其二，安全隐患较为显著。工商业储能贴近用户生产场景，环境复杂多样，目前多个省份在设备选型、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风险；同时，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存在阻碍。其三，低价竞争引发产品质量参差不齐。

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 / 瓦时降至 0.6 元 / 瓦时 —0.8 元 / 瓦时，部分企业为控制成本降低质量标准，导致系统可靠性下降、非计划停运率上升，甚至出现集成商退出后设备无法正常运行的情况，严重损害了行业长期健康发展的基础。破解当前困局的核心，在于推动分布式储能从“政策驱动下的价差套利工具” 向 “电力市场中具备多重价值的灵活性资源” 实现本质性转型。彭宽宽指出，分布式储能商业模式能否在短期内取得突破，主要取决于政策扶持与技术进步两大核心要素。“未来 3 年，市场机制框架将逐步清晰，但尚未完全成熟；从更长周期来看，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、市场和商业模式三大维度迎来重要发展机遇。技术层面，将主要依托“AI+” 技术实现更精准的负荷与电价预测，让储能系统的充放电策略更贴合实时电价信号，提升运营经济性；市场层面，盈利渠道将进一步拓宽，除了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额外收益，且容量市场机制正在试点推进，例如山西正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获取相应的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步被淘汰，分布式储能将转型为真正的能源价值载体。

从长远来看，这一转型有助于推动行业健康发展，因为储能的核心价值不仅在于用户侧的峰谷套利，更在于能在系统侧为电网提供灵活性与可靠性支撑。

针对这一情况，报告提出了分阶段发展建议。短期来看（2025-2027 年），通过拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准及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；中长期阶段（2028-2030 年），将着力深化电力市场改革，建立动态电价机制、挖掘容量价值、推动分布式储能参与辅助服务与电力现货市场，同时深入发掘其在绿电、绿证和碳市场中的环境价值，最终构建多元化收益渠道，全面提升分布式储能的经济性与市场竞争力。

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