分布式储能的盈利商业模式，将从单一的峰谷价差套利 ，转向更多元的模式。

　　12月16日
，自然资源保护协会和中关村储能产业技术联盟联合发布的《分布式储能发展商业模式研究》报告（下称《报告》）显示，2019-2025年前三季度 ，国内分布式储能累计装机规模从570 MW增长至3638 MW
，增幅达5.38倍 。

　　分布式储能是指将储能设备分散布置在用户侧
、配电网侧等的储能系统，通常靠近用能端部署 ，实现电能的本地化生产、存储和消纳
，规模较小
。该报告将分布式储能，界定为接入电压等级35kV以下 ，功率规模≤6MW的储能系统。

　　国家能源局有关负责人曾透露
，截至2025年9月底，中国新型储能装机规模超过1亿千瓦（10万MW） ，其中，单站10万千瓦及以上装机占比超过三分之二 。由此计算
，分布式储能装机占比不足4%
。

　　与集中式储能不同，分布式储能单个项目较小 ，开发难度较高
，整体增速不及集中式储能。但2024年以来，随着集中式储能的竞争日趋激烈 ，更多企业将目光投向分布式储能
，其增速明显加快 。

　　分布式储能中应用最广泛的是工商业配储，其目前收益模式仍以峰谷价差套利为主
。

　　2021年7月 ，《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）提出要合理确定峰谷电价价差
，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。

　　此后 ，各省出台相应的分时电价政策
，其中浙江 、广东等沿海地区由于峰谷价差较高，且可以做到“两充两放
” ，外加大工业用户较多，成为工商业配储的主要增长地区 。

　　根据上述《报告》估算
，浙江
、广东的平均电价差分别达到0.83/千瓦时、0.72元/千瓦时，做到两充两放后 ，以2小时锂电池储能项目计算
，投资回收期分别为5.4-6.5年
。相比蒙西 、甘肃等平均电价差较低的地区，明显更具经济性。

　　这些省份也因此成为装机规模靠前的省份 。截至2025年9月 ，江苏
、广东、浙江三个省份的分布式储能装机规模位列前三
，分别为642 MW 、630 MW
、572 MW，合计占到全部装机的51%。

　　不过 ，今年各省对于分时电价政策的调整
，对工商业配储的影响巨大
。

　　今年10月，浙江省发展改革委发布新版分时电价规则 ，与现行政策相比
，上午高峰（尖峰）时段调整为平时段，工商业储能充放电策略由“两峰+两谷”变为“一峰一谷+一平一谷 ”；参与峰谷分时电价浮动的部分为购电电价、上网环节线损费用和系统运行费用 ，此前参与浮动的输配电价和政府性基金及附加不再参与浮动。

　　分时电价调整后，浙江省的平均电价差从0.83元/千瓦时缩小至0.50元/千瓦时
，投资回收期由5.4年变为9.1年

图片来源：《分布式储能发展商业模式研究报告》

　　根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)DataLink全球储能数据库的不完全统计，全国各地发布的11月电网代理购电价格 ，相比去年同期
，有25个省的最大峰谷价差同比缩小 。

　　分时电价政策的调整，意味着分布式储能必须摆脱单一的价差套利模式 ，转变投资思路 、扩展应用场景
。

　　业内普遍认为
，分布式储能应充分挖掘用户侧和分散式资源的调节能力，完成从价差套利到分布式新能源消纳配套
、电网支撑（虚拟电厂聚合）等方向的转变。

　　“当前分布式储能是以工商业侧峰谷套利的典型模式开展投资 ，所以核心倾向是政策导向
，包括电价导向 。在电价政策调整的过程中，峰谷价差的拉大和收窄 ，其实都是为了引导用户侧的有序用电
。
”IEEE PES国际电气储能市场与规划分委会常务理事长李艳在上述报告发布会上表示。

　　她指出
，未来随着分布式新能源的渗透率逐年提高，分布式储能就要从原来用户侧电价引导 ，逐渐向着与负荷侧的用户曲线进行电力平衡匹配、支撑电网稳定性的方向发展 。

　　储能的投资商和建设者们，还需要探索储能参与电力市场的多元化收益方式
。

　　“包括投资思路的变化
，从原先的定量定价到更关注源荷互动的投资思路，以及投资的多元运用形式 ，包括存量新能源电站的配储收益问题
，都需要作为投资商去思考。”新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远在上述会上称 。该公司由国家电投旗下中国电力(02380.HK)控股 、海博思创(688411.SH)参股
。

　　高志远提出，在分布式储能参与电力市场的实践中 ，各个地方的政策也给出了一些示范。

　　例如
，广东省的《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》里，用户侧储能作为可调节负荷资源 ，如何接入虚拟电厂、如何认定可调节能力
、如何参与需求响应交易
，都有了明确的规定 。

　　另外，浙江省新型主体参与市场化交易的电力响应政策 ，山东省支持分布式储能参与容量补偿
，河南省兰考鼓励复合聚乙烯商参与地方辅助服务市场的政策，这些例子都把原有的单一电价差投资逻辑 ，变成市场交易加辅助服务，加地市的专项补贴的多元化收益逻辑。

　　不过
，也有公司人士表示，国内分布式储能的其他商业模式仍不成熟 ，在市场实操中存在很多挑战
。

　　作为国内首家以储能为主营业务的上市公司
，派能科技(688063.SH)国内营销副总经理彭宽宽称：“除了峰谷价差的收益模式相对稳定之外，从虚拟电厂到需求侧指令等其他的这些商业模式 ，都不是很稳定
，只是可以算作收益来源之一。 ”

　　他举例称，零碳园区提出很多年 ，但零碳园区的建设带动分布式储能发展的作用也有限
，储能无非是从风光储充一体化的角度，服务于综合能源管理 ，做的更多是节能降费的工作 。

　　今年以来
，数据中心对储能的需求再次被广泛讨论
。与以往的互联网数据中心(IDC)不同，现在的人工智能数据中心(AIDC) ，对储能又提出了不同的应用需求。

　　在人工智能数据中心建设分布式储能的场景，主要分四类
，一是使用绿电降低数据中心的碳排放指标，二是作为工商业储能来降低用电成本；三是作为备用电源 ，支撑数据中心备电的要求；四是平抑AI计算时出现的短时尖峰负荷 。

　　彭宽宽认为
，要挖掘分布式储能的商业模式，要记住储能在使用场景中最重要的三个作用 ，一是降本；二是保障用电安全；三是让用电更绿色
。如果抓住这三个点
，储能的商业模式将丰富化，且具有很大的想象空间。

　　他举例称 ，近期有部分别墅用户安装了光伏和储能
，原因并不在于降低电费，而是考虑国际形势 ，希望储能来保障家庭用电安全 。

（文章来源：界面新闻）