在能源转型的宏大叙事中，由于风光发电的不稳定性，电网往往面临着极大的调节压力。如果说大型集中式储能是电网的“主动脉”调节器，那么散落在工商业园区、台区乃至充电站的分布式储能，则正在成为维持毛细血管畅通的关键“蓄水池”。最新行业数据显示，这一领域正在经历爆发式增长，并在商业模式的探索上迎来了关键转折点。
01. 爆发式增长背后的数据暗流
根据近期自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟联合发布的《分布式储能发展商业模式研究》，中国分布式储能市场在过去几年间划出了一条惊人的增长曲线。数据表明，从2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机容量从570兆瓦跃升至3638兆瓦，增长幅度超过5倍。
这一数据的激增并非偶然。随着分布式光伏装机量的持续攀升，电网对就近消纳的要求日益严苛，传统的“即发即用、余电上网”模式面临挑战，部分地区甚至出现了午间光伏出力高峰时的弃光现象或电压越限问题。在这一背景下，分布式储能的角色从“锦上添花”转变为破解新能源就近消纳难题的刚需。它不仅能就地吸纳富余电力，还能平抑功率波动，从而显著提升本地新能源的自用率。
02. 六大场景勾勒应用版图
虽然增长迅猛，但分布式储能早已不再局限于单一的“削峰填谷”。目前的市场格局已经演化出六大核心应用场景：工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂以及充换电站配储。
其中，工商业配储主要依赖峰谷电价差获利，是目前商业化程度最高的领域。然而，随着新型电力系统的建设，虚拟电厂和台区储能正在展现出巨大的潜力。虚拟电厂通过聚合分散的储能资源参与电网调度，使得原本孤立的储能设备具备了“聚沙成塔”的能力；而台区储能则直接服务于配电台区，解决局部电压与重过载问题。这些场景的多元化，标志着行业正从单一的硬件堆叠向精细化的场景运营转变。
03. 从政策驱动走向市场化的进阶之路
尽管规模扩张迅速，但分布式储能的盈利模式仍面临挑战。目前，大部分项目的收益依然过度依赖分时电价的峰谷价差，收益渠道相对单一。针对这一痛点，行业研究提出了分阶段的破局路径。
在2025年至2027年的近期规划中，核心在于“保障”。通过合理拉大分时电价的峰谷价差、完善需求响应机制以及强化财税支持，确保项目的基本收益与安全运行。这实际上是为行业提供一个相对稳定的政策温室。
而在2028年至2030年的远期展望中，目标则是“市场化”。未来的分布式储能将深度参与电力现货市场，其价值不仅体现在电量吞吐上，更体现在容量价值和辅助服务价值的兑现。此外，随着绿电、绿证及碳市场的成熟，分布式储能的环境价值将被进一步挖掘。届时，一个包含电能量价值、调节价值及环境价值的多元化收益体系将正式成型。
从570兆瓦到3638兆瓦，数字的跃升只是序章。中国分布式储能正在经历从粗放式扩张到精细化运营的蜕变。未来十年，随着电力市场改革的深化，分布式储能将不再仅仅是企业的成本中心或单一的套利工具，而是构建新型电力系统不可或缺的灵活性资源。谁能率先跑通多元化的商业闭环，谁就能在这场能源变革中抢占先机。
