分布式储能产业迎来发展机遇期。根据最新发布的《分布式储能发展商业模式研究》，从2019年到2025年前三季度，我国分布式储能累计装机规模实现了五倍以上的增长，从570兆瓦增至3638兆瓦。这个增长轨迹反映出产业发展的加速态势，也标志着分布式储能正从试点示范阶段向规模化应用阶段迈进。 产业快速发展的背后有多重驱动力。一上，新型储能建设运营成本持续下降，使得分布式储能的经济性不断提升。另一方面，分布式能源的大规模开发利用创造了储能应用的广阔空间。同时，国家层面的政策支持力度不断加大，为产业发展营造了良好的政策环境。这些因素共同作用，使得分布式储能成为能源转型的重要抓手。 分布式储能的独特优势日益凸显。相比集中式储能，分布式储能具有部署灵活、无需大规模电力改造、可就地存储富余电力等特点，是破解新能源就近消纳难题的关键技术。特别是2024年以来集中式储能竞争日趋激烈的背景下，越来越多企业将战略重心转向分布式储能领域。业内人士指出，分布式储能作为连接能源供应、电网和用户需求的关键环节，正逐步成为推动能源转型、提升电网灵活性与用户用电韧性的重要力量。 应用场景呈现多元化发展态势。当前，分布式储能已形成工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储等六大应用场景。其中，工商业配储是最为成熟的应用场景，截至2025年9月，在国内分布式储能累计装机应用中占比达68.7%。这一场景主要通过为工业或商业终端配置储能系统，帮助用户优化用电成本、提高供电可靠性并参与电网服务。 绿电直连项目成为新的增长点。绿电直连是指风电、太阳能等新能源不接入公共电网，而是通过直连线路向单一用户供给绿电。这一模式有助于提升新能源消纳效率、降低用电成本、实现绿电物理溯源、应对国际绿色贸易壁垒。据统计，全国已有20多个省份明确获批的绿电直连项目超50个。在绿电直连项目中，分布式储能在并网型项目中主要减少新能源弃电，在离网型项目中则兼具减少弃电和保障供电的双重功能。 地域发展呈现不均衡特征。从地理分布看，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能装机规模排名靠前，其中江苏以642兆瓦位居全国第一。这些地区之所以发展较快，与其峰谷电价差较大、大工业用户众多、政策支持力度大等因素密切涉及的。 商业模式仍处于探索阶段，面临多重挑战。虽然产业发展速度加快，但分布式储能的商业模式尚不成熟。以工商业配储为例，目前收益来源主要包括峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应以及电力市场参与等，但除峰谷价差套利外，其他途径的收益较少。分时电价政策对分布式储能的经济收益影响巨大。浙江、广东等峰谷价差较高的省份，由于可实现"两充两放"且大工业用户众多，成为工商业配储的主要增长地区。而甘肃等峰谷价差较低的省份，分布式储能难以从价差中获利，成本回收困难。 政策持续性不足成为制约因素。各省份分时电价政策变化较快，一旦政策调整导致电价价差缩小，工商业配储场景下分布式储能的收益将大幅下滑。此外，企业用户经营业绩波动、用电量收缩等因素也会直接影响分布式储能的成本回收周期。 安全标准与运维体系亟待健全。当前，分布式储能在安全标准制定、运维体系建设、成本疏导机制诸上仍存在明显短板。这些问题的存在，制约了分布式储能的规模化应用和市场化发展。 推进产业发展需要多管齐下。业界专家呼吁，应通过完善需求响应机制、健全安全与技术标准、强化财税支持等方式，为分布式储能的多元化、市场化发展创造条件。同时，需要建立更加完善的市场机制，拓宽收益渠道，降低政策风险，使分布式储能的商业模式更加稳定可持续。
分布式储能已实现快速增长，下一步重点是将系统价值转化为可持续的市场收益；只有在规则清晰、标准完善、风险可控的条件下，分布式储能才能从区域性"收益窗口"发展为全国性基础设施，在保障电力安全和推动绿色转型中发挥更大作用。