分布式储能发展商业模式研究

核心观点： 在“双碳”目标下，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。然而，国内分布式储能在实际应用中面临场景单一、市场机制不完善和商业模式不成熟等问题，制约了其规模化发展。

关键数据：

• 2019年到2025年前三季度我国分布式储能累计装机从570MW增长至3638MW。
• 锂离子电池，92.77%技术分布。
• 应用场景集中于工商业配储（68.70%）。
• 江苏、广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差大领跑装机规模。

国外经验： 美国、德国、澳大利亚等国家和地区通过强有力的财税补贴、更高的居民电价以及通过虚拟电厂参与电力市场来推动分布式储能（尤其是户用储能）发展。

国内现状：

• 工商业配储是主流模式，收益来源主要包括峰谷价差套利、容量电费的节省、需求响应以及参与电力市场。
• 分布式光伏配储主要应用于平抑光伏出力波动、提升光伏自发自用率、避免光伏消纳“红区”并网限制。
• 绿电直连项目分为并网型和离网型，储能主要起到减少新能源弃电和协助用户实现绿电溯源的作用。
• 台区储能可以解决配变和低压支线反向重过载问题、提高电网设备利用效率、提升光伏接入配电台区容量以及保障电力系统安全稳定运行。
• 虚拟电厂收益主要来自需求响应、电能量市场和辅助服务市场。
• 充/换电站配储主要通过储存光伏发电系统产生的多余电能，以便在需要时供电或充电；或在电价低谷时充电网的电，在高峰时放出，实现峰谷套利。

面临问题与挑战： 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、储能收益受企业用电量影响较大、政策持续性不足、收益来源单一、成本高于变压器扩容、成本疏导机制缺失、设备协同困难、运维与安全存在挑战、存在一定技术门槛、参与电力市场受限、标准尚不健全、虚拟电厂中储能回收成本困难、新型主体地位未得到充分认可、储能容量价值无法得到体现、峰谷套利困难、超快充电动汽车占比较小。

发展建议：

• 短期内（2025-2027年），通过拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与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（2028-2030年），致力于深化电力市场改革，通过建立动态电价机制、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，并深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场中的环境价值，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。