一、从边缘走向主流：装机规模持续跃升 近年来，分布式储能我国能源结构调整中的地位不断上升。中关村储能产业技术联盟近期发布的《分布式储能发展商业模式研究》显示，2019年至2025年前三季度，我国分布式储能累计装机规模由570兆瓦增至3638兆瓦，增长超过五倍，扩张速度明显加快。 分布式储能是分散部署在用户侧、配电网侧或分布式新能源附近的小型储能系统，应用对象涵盖家庭、工厂、商场等。与集中式储能相比，单体规模较小，但部署更灵活、就地消纳能力更强，对大规模电网改造依赖更低，被认为是提升新能源就近消纳能力的重要路径。 中关村储能产业技术联盟秘书长刘为表示，分布式储能连接电源、电网与用户负荷，正从示范应用走向规模化落地，在提升电网调节能力和用户供电韧性上的作用日益突出。 装机增长由多重因素共同推动：一是新型储能建设与运营成本持续下降，项目经济性改善；二是分布式新能源加速发展，带动配套储能需求释放；三是国家与地方支持政策陆续出台，为市场扩容提供支撑。，2024年以来集中式储能竞争加剧，也促使部分企业将业务重心转向分布式领域，更推动行业扩张。 二、六大场景并进：工商业配储占据主导 报告指出，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，构成当前分布式储能的六大主要应用场景。 其中，工商业配储最为成熟。截至2025年9月，该场景国内分布式储能累计装机中占比达68.7%。通过配置储能系统，工商业用户可在降低用电成本、提升供电可靠性以及参与电网服务诸上获得收益，商业逻辑相对清晰。 绿电直连是近期多地重点推进的新兴模式，也受到市场关注。其核心是风电、光伏等新能源通过专用线路直接向单一用户供电，不经公共电网，提升消纳效率、降低用电成本、实现绿电物理溯源，以及应对国际绿色贸易壁垒等上具有现实意义。据不完全统计，全国已有20余个省份获批绿电直连项目，累计超过50个。 中关村储能产业技术联盟副秘书长、研究总监岳芬介绍，绿电直连可分为并网型与离网型：并网型项目中，分布式储能主要用于减少弃电并辅助溯源；离网型项目中，储能还需承担供电保障功能，实现消纳与可靠性兼顾。 从地域分布看，江苏、广东、浙江等经济发达省份装机规模位居前列。其中江苏以642兆瓦居全国第一，反映出经济体量、工业用电需求与政策环境对产业布局的叠加影响。 三、盈利模式单一：商业化进程面临多重制约 尽管装机持续增长，业内普遍认为分布式储能的商业模式仍在探索期，距离成熟仍有差距。 以工商业配储为例，目前主要收益来源包括峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应收益及电力市场参与收益。但除峰谷价差套利外，其他渠道的实际贡献普遍有限，盈利结构偏单一，抗风险能力不足。 分时电价政策对项目收益影响尤为直接。浙江、广东等沿海省份峰谷价差较高，可支持“两充两放”等运行方式，加之大工业用户集中，成为工商业配储的主要增长区域。相反，甘肃等峰谷价差较低地区，依靠价差难以形成合理回报，回收周期显著拉长。 岳芬指出，各地分时电价政策调整频率较高，一旦峰谷价差收窄，工商业配储收益可能明显下滑；同时，若企业经营走弱、用电量下降，也会削弱成本回收能力，增加投资不确定性。 除收益问题外，安全标准与运维体系不完善、成本疏导机制不足、政策连续性不强等因素，也在不同程度上影响行业进一步规模化发展。 四、多方协力破局：政策与市场机制亟待完善 针对上述挑战，业内提出多项应对思路。 在政策层面，建议加快完善需求响应机制，拓展分布式储能参与电力市场的渠道与方式，使其能够通过更多路径获得收益；同时加大财税支持，降低企业前期投入压力，提升项目可行性。 在标准体系层面，应尽快补齐分布式储能安全标准与技术规范，加快运维管理体系规范化建设，为长期稳定运行提供支撑。 在市场机制层面，需要形成更稳定、更透明的电价政策环境，减少频繁调整对投资预期的影响；同时探索虚拟电厂、聚合调度等新模式，推动分布式储能从单一套利走向多元价值实现。
分布式储能的价值不只体现“装机规模”，更在于其对电力系统灵活性和用户用能韧性的提升。当前从示范走向规模化的关键阶段，一上需要企业以技术与运营夯实安全基础，另一方面也需要更透明、更稳定、交易机制更完善的市场环境，把“系统价值”转化为“可持续收益”。随着规则、标准与金融工具逐步到位，多元商业模式有望加快落地，分布式储能将在能源转型中发挥更具支撑力的基础作用。