导读 /Guide/

在新型电力系统转型的大背景下，电力系统正经历从“源随荷动”向“源网荷储协同”的深刻变革。分布式储能作为部署在用户侧或配电网末端的灵活性资源，其核心价值不仅在于电量的时移，更在于其对配电网的支撑能力。

分布式储能的商业化落地，本质上是其在不同应用场景下，对电力多重价值（能量价值、容量价值、辅助服务价值）的变现过程。目前，我国分布式储能已形成以工商业配储为核心，分布式光伏配储、台区储能、绿电直连、虚拟电厂及充换电站配储等多元并进的格局。

工商业配储是指在工业或商业终端为工商业用户配置储能系统，以优化用电成本、提高供电可靠性并参与电网服务的储能解决方案。工商业配储是目前商业化逻辑最清晰、落地规模最大的领域。其运作模式已高度成熟：包括业主自投、融资租赁和合同能源管理三种模式，其中合同能源管理模式是主流模式。

• 业主自投模式：适用于现金流充裕、对用电安全有极致要求的重工业企业。业主获取全部收益，但需承担初期高额投资与后期专业运维风险。

• 融资租赁模式：引入金融租赁公司，缓解企业资金压力，本质上是一种分期付款购买储能服务的金融方案。

• 合同能源管理（EMC）模式：目前市场的主流。储能运营商投资建设并负责运维，业主提供场地，双方按照约定的比例（如1:9或2:8）分享峰谷套利收益。这种“零投入、享收益”的模式极大地刺激了工商业用户的参与意愿。

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。此后各省纷纷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。随着河南、湖南等中部省份分时电价政策逐渐完善，其工商业配储逐步受到关注。而蒙西、甘肃等省份峰谷价差较低，工商业配储回收成本困难。

尽管市场火热，但低价恶性竞争导致产品质量参差不齐。部分集成商为抢标将价格压缩至0.6-0.8元/Wh，系统非计划停运率居高不下，甚至部分设备因为其集成商倒闭而无法正常运行。另外由于工商业储能与用户生产设备的物理距离近、应用场景复杂，很多省份在设备选型和厂址布局等方面缺乏统一标准，导致早期许多分布式储能在设备选型和厂址布局等方面不够严谨，存在安全隐患。

分布式光伏配储是指针对工业、商业和乡村等场景的分布式光伏项目配套建设储能系统，可以实现平抑光伏出力波动、提升光伏自发自用率、避免光伏消纳“红区”并网限制。可分为荷侧分布式光伏配储和源侧分布式光伏配储

• 荷侧配储：在有弃电的时段可以储存分布式光伏弃电，在电价高峰时段或平段时段放出，在没有弃电的时段，储能可以通过峰谷电价套利。不同省份工商业分布式光伏配储的经济性各不相同，浙江、河南等峰谷价差高的地区配储后的分布式光伏基本可实现投资回收期缩短。

• 源侧配储：主要目的是减少弃电、规避低电价时段发电。然而，目前国内现货连续运行省份价差普遍为0.2-0.4元/kWh，若以1000元/kWh的投资成本计算，源侧配储在多数省份尚无法通过市场化收益回收成本。

该模式难点在于源侧配储往往体量较小，难以直接参与市场交易，只能用来减少光伏弃电，收益来源单一。作为发电端，采用现货市场的价格，与工商业用户电价相比，价差较小，经济性较差。荷侧配储收益受企业用电量及分时电价政策的影响较大。

绿电直连项目通过将可再生能源（如光伏、风电）与储能系统直接耦合，并在用户侧（工厂、园区）实现物理层面的直接供电，构建了一个微型、智能的供能网络，分为并网型和离网型两类项目。

根据国家发展改革委、能源局《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），并网型绿电直连项目按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。容（需）量电费变化与用户负荷率和所在省份平均负荷率相关，从而影响绿电直连项目经济性。而离网型绿电直连项目可完全离网，可以节省容/需量电费，典型省份投资回收期均在10年以上。

绿电直连项目主要挑战在于其通常发电与负荷绑定，如果负荷由于业绩下滑导致用电量减小，且绿电直连项目无法向电网反送电，新能源电量无法充分利用。目前各省对于绿电直连是否需要缴纳“交叉补贴”或“备用费”的标准不一。2025年新规虽然明确了方向，但地方落地的细则仍有差异。

台区储能是指在台区低压侧建设的储能装置，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。目前台区储能需求主要集中在农村地区，以示范项目的形式落地，其投运主体主要是各地的电网公司或其旗下的综合能源公司。

台区储能目前主要用于动态增容，根据台区储能应用需求，可分为季节性需求和长期需求。其中季节性需求（如农村春节、采茶季等造成短期重过载）持续时间短，通过变压器扩容造成资源浪费，采用租赁移动式储能的方式，有效提高了储能设备利用效率，实现储能资源的共享和优化配置。长期需求，需要对比不同的解决方案的优劣势，如变压器扩容、建设储能或购买储能服务等，判断台区储能建设的可行性。大部分场景下，虽然单纯的储能建设成本高于变压器，但若算上征地补偿、停工损失及线路改造的隐性成本，储能的综合性价比在特定场景下更高。

面临的挑战主要是目前大部分台区储能主要收益来源为能量时移或移动式储能容量租赁，电价价差空间小，且整体利用率不高，充放电收益非常有限，而且台区储能需经过多级变流，且单体规模小，转换效率相对集中式储能更低，影响套利经济性。另外，其站点极其分散（通常在偏远农村或老旧社区），一旦设备故障，专业人员的上门成本极高。

虚拟电厂参与现货市场、调频辅助服务对其调节速率、响应时间、调节精度等要求较高，参与电力市场前需对虚拟电厂调节能力进行准入测试，将储能聚合到虚拟电厂中，可以提高后者的调节能力和电力市场参与度。

虚拟电厂中储能主要有两类配置模式。一类是虚拟电厂运营商自投储能，在这种模式下，虚拟电厂运营商直接投资、建设并持有储能资产。其定位更倾向于“独立电站”，通过数字化平台将分散的储能单元聚合成一个庞大的“云端电池”。可以通过利用电力现货市场（批发市场）的波动，在低价时段充电，并根据零售合同或中长期价差进行获利。另外，虚拟电厂资源池中往往包含不可控的风、光资源，自投储能可以作为“缓冲器”，吸收资源池内的功率偏差，降低因出力不准导致的考核罚款。

另一类是企业自投储能，接入虚拟电厂调度，优先满足企业自身的峰谷电价套利、削峰填谷以降低需量（容量）电费，并提升厂区内分布式光伏的自发自用率。在满足企业自身需求的前提下，若有富余的充放电空间，则接受虚拟电厂的调度指令参与区域性调峰或需求响应，获取调度补贴。

但是无论是哪种模式，虚拟电厂对储能的调度都依赖于高精度的电价预测和负荷预测。如果预测失准，可能会出现“批零倒挂”（买电价格高于卖电收入）或因响应不力而面临电力市场的经济考核。此外，目前多数省份的辅助服务市场尚未完全常态化，导致储能通过虚拟电厂获取的额外收益有时难以覆盖其运维成本，大部分省份运营商自投储能回收成本困难。

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。

目前部分充电站会根据电价、光照情况和客流量配置分布式光伏，但配置储能的比例较小。主要原因是充电桩通常采用市电电价加服务费形式收取充电费用，用户充电50-60%都是在低谷电价时段，很少在高峰电价时段，储能缺乏套利空间。新建充电桩多采用800伏、1000伏平台的超快充技术，高压快充车型渗透率的提升和超充充电桩的普及，将对电网带来冲击。变压器容量不足将成为超充站扩张的最大障碍。未来储能将承担起“功率调节器”的角色，通过动态增容，让充电站能在不进行昂贵电网升级的情况下安装更多快充桩。

但是，由于目前集中式充/换电设施用电仍免收需量（容量）电费，储能容量价值无法得到体现。存量电动汽车大部分不支持200kW以上超快充，即便超充充电桩数量增加，短期内超充功能利用率不足，充/换电站配储需求不高。

分布式储能不仅是企业的节能账本，更是未来支撑高比例新能源接入的“压舱石”。在未来的电力市场竞争中，谁能更精准地预测电价、更智慧地调度资产，谁就能在“万亿级”储能赛道中占据制高点。

THE END