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在 “双碳” 目标推动下，分布式储能作为新型电力系统的关键环节，正迎来快速发展机遇，同时也面临商业模式不成熟等挑战。这份由自然资源保护协会（NRDC）与中关村储能产业技术联盟（CNESA）联合发布的报告，系统分析了国内外分布式储能发展现状、商业模式及未来路径，为行业规模化发展提供了重要参考。
报告显示，国内分布式储能发展成效显著。2019 年至 2025 年前三季度，累计装机规模从 570MW 增长至 3638MW，技术路线以锂离子电池为主（占比 92.77%），应用场景高度集中于工商业配储（68.70%），江苏、广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差显著领跑装机规模。与集中式储能相比，分布式储能单个项目规模小、开发难度高，但 2024 年以来，随着集中式储能竞争加剧，分布式储能增速明显加快，成为行业新的增长点。
国外分布式储能发展形成了成熟的标杆模式。美国加州、德国、澳大利亚等国以户用储能为主，且多与户用光伏配套，核心驱动力包括强有力的财税补贴、高居民电价及虚拟电厂参与电力市场机制。美国加州通过《2022 年通胀削减法案》提供 30%-70% 的投资税收抵免，德国免除光储系统增值税并提供专项补贴，澳大利亚则推出最高 3500 澳元的税收减免，大幅降低了初始投资。收益来源方面，这些国家的户用储能除峰谷套利外，还兼具备用电源价值，且通过虚拟电厂参与电能量市场、辅助服务市场等拓宽收益渠道，经济性稳定。
国内分布式储能探索了多元化应用场景，形成六大核心商业模式。工商业配储是主流，以合同能源管理模式为主，收益主要依赖峰谷价差套利，浙江、广东等省份因价差较高（0.72-0.83 元 /kWh），投资回收期可控制在 5.4-6.5 年，但蒙西、甘肃等地因价差不足（0.14-0.37 元 /kWh），成本回收困难。分布式光伏配储分为源侧和荷侧，荷侧在峰谷价差高的地区可缩短投资回收期，源侧则因市场门槛和价差限制，经济性较差。绿电直连、台区储能、虚拟电厂及充 / 换电站配储等场景虽各具潜力，但普遍存在收益单一、成本疏导困难、政策支持不足等问题。例如，台区储能成本高于变压器扩容，虚拟电厂参与市场受限，充 / 换电站配储因充电时段集中在低谷期缺乏套利空间。
国内外模式对比显示，我国分布式储能在发展形式、财税支持、收益稳定性和市场参与深度上存在明显差距。国外以户储为主，依赖国家级财税补贴，收益来源多元且稳定；国内则以工商业配储为主，仅部分市区提供额外补贴，收益高度依赖分时电价，政策不确定性带来较大风险。市场参与方面，国外虚拟电厂可全面参与电能量、容量、辅助服务等多个市场，国内则以需求响应为主，现货市场和辅助服务市场参与度有限。
针对行业痛点，报告提出分阶段发展建议。短期内（2025-2027 年），需通过合理拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准及提供财税补贴，保障项目基本收益与安全运行；同时分场景优化商业模式，如工商业配储稳定电价政策、台区储能采用租赁模式、充 / 换电站配储参与需求响应等。中长期（2028-2030 年），核心是深化电力市场改革，建立动态电价机制，探索容量价值与环境价值，推动分布式储能全面参与现货市场、辅助服务市场及碳市场，构建多元化收益渠道。此外，还需完善技术标准、优化成本疏导机制、强化安全运维，破解行业发展瓶颈。
总体而言，国内分布式储能已进入快速发展期，但商业模式仍需持续创新与完善。未来需借鉴国际先进经验，结合国内市场特点，通过政策引导与市场驱动相结合的方式，破解收益单一、政策不稳定、成本高企等问题，充分释放分布式储能在新能源消纳、电网调节、碳减排等方面的价值，助力 “双碳” 目标实现。
