2025年是储能“大年”。装机量快速增长的另一面，储能的应用场景正在持续向用户侧和市场端拓展。

政策层面亦鼓励储能的应用场景深化。国家发展改革委与国家能源局此前发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出了接下来新型储能发展的量化要求——2027年装机规模达到 1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约 2500 亿元。同时该文件提出，创新多场景应用模式，聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站、分布式光伏、通信基站等应用场景。

伴随多项顶层政策的落地，分布式储能的重要性将从“潜力价值”加速转化为“市场刚需和现实效益”。自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟共同发布的《分布式储能发展商业模式研究》指出，2019年到2025年前三季度，我国分布式储能累计装机增长了5倍以上，应用场景集中于工商业配储，占比达到68.70%。

不过，整体来看，国内分布式储能商业模式仍处于探索阶段，发展面临政策持续性不足、收益来源单一、安全标准与运维体系不健全、成本疏导机制缺失等挑战。

累计装机六年增长超5倍，工商业配储占据主导

近年来，随着新型储能建设运营成本的下降以及分布式能源的大量开发利用，分布式储能得到了广泛关注

首先需要理解的是何为分布式储能？一般而言，分布式储能是指分散布置在用户侧（家庭、工厂、商场等）、配电网侧或分布式新能源附近的小型储能系统。相比于集中式储能，分布式储能单个项目较小，整体增速不及集中式储能。

而随着国家对新能源就近消纳的要求进一步加强，分布式储能逐渐成为破解新能源就近消纳难题的关键。分布式储能可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。

中关村储能产业技术联盟秘书长刘为表示，分布式储能作为连接源、网、荷的关键环节，正逐步从示范走向规模化应用，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。

自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟共同发布的《分布式储能发展商业模式研究》统计的数据显示，近年来，随着新型储能建设运营成本的下降、分布式能源的大量开发利用和一系列的政策推动，分布式储能发展速度明显加快。2019年到2025年前三季度，我国分布式储能累计装机增长了5倍以上，从570MW增长至3638MW，形成了以工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储为代表的六大应用场景。

其中，工商业配储最为成熟，占比达到68.70%。该场景主要依赖分时电价套利，但其经济性受省份分时电价峰谷价差政策影响显著。

除了工商业配储外，分布式储能目前的应用场景还包括分布式光伏配储、绿电直连项目、台区储能等。但整体来看，国内分布式储能商业模式仍处于探索阶段，发展面临政策持续性不足、收益来源单一、安全标准与运维体系不健全、成本疏导机制缺失等挑战。

商业模式不成熟依然是痛点，数据中心或成下一高频场景

零碳研究院了解到，目前工商业配储的收益来源依然由峰谷价差套利主导，辅以容量电费的节省、需求响应以及通过参与虚拟电厂来参与电力市场等途径获得的收益，但除了峰谷价差套利之外的其他收益较少。这也导致江苏、广东、浙江等经济发达省份凭借峰谷价差大而领跑装机规模。蒙西、甘肃等地区则因峰谷价差较低，面临工商业配储成本回收困难。

派能科技国内营销副总经理彭宽宽认为，分布式储能的商业模式主要包括峰谷套利、虚拟电厂以及需求侧响应。其中，峰谷价差套利模式相对稳定，而其他模式的收益来源仍存在较大的不确定性。从当前整体市场环境来看，分布式储能在用户侧呈现显著的分散性，这一特征决定了其应用场景的多样化。他认为分布式储能在各类应用场景中最重要的使命是：为客户降本，保障用户的用电安全，以及跟绿电实现充分的联动协同。

AI热潮带来的算力需求高增以及背后庞大的能源消耗，让行业看到了储能潜在的又一重商业应用场景。统计数据显示，全球数据中心储能新增装机容量由2020年的4GWh增加至2024年的16.5 GWh，复合年增长率为43.0%；预计2030年进一步增至209.4GWh。有企业宣称，2025年是数据中心储能的“需求元年”。

彭宽宽表示，近年来，数据中心成为储能行业关注的热点领域。虽然数据中心储能在国内已发展多年，但在实际运行过程中仍面临政策、电价以及安全性等方面的挑战，其中数据中心业主和租赁方对安全的顾虑尤为突出。过去，数据中心储能更多沿用工商业储能的逻辑，而当前应用场景正逐步拓展其多重功能：一是利用绿电降低数据中心的碳排放指标；二是通过削峰填谷降低电费，但需关注容量电费和安全性问题；三是作为备用电源；四是平抑高峰负荷的短时波动，尤其在AI数据中心进一步普及以后。

而随着电力市场化改革深化，分布式储能有望以更灵活的方式获得收益。

新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远表示，电力市场运行基本规则出台后，最大的改变是给了储能身份。原来储能是作为电力系统的辅助角色，未来更重要的角色是灵活调节资源。储能的身份明确后，各地也推出了相应的示范政策，比如，广东出台了《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》，聚合分布式储能的虚拟电厂已开始参与广东电网的调频调峰辅助服务。

高志远表示，在国家、地方政策鼓励和国有资本、社会资本投资的支持下，分布式储能作为主体参与电力市场，从原来单一电价差，变成市场交易+辅助服务+个别地市专项补贴，这些案例起到了很好的示范推广作用。但要让这些项目从示范变成普遍的市场行为，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。

为提升分布式储能的利用率及经济性，促进分布式储能的多元化和市场化发展，《分布式储能发展商业模式研究》建议，在短期内的2025年至2027年，通过合理拉大分时电价峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障分布式储能项目的基本收益与安全运行；在中长期的2028年至2030年，则致力于深化电力市场改革，通过完善分时电价动态调整机制、推动分布式储能参与现货市场、探索兑现分布式储能的容量价值和辅助服务价值，深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场等环境价值方面的潜力，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。

新京报贝壳财经记者 朱玥怡 编辑 陈莉 校对 柳宝庆