2025年分布式储能发展商业模式研究报告_38页_3mb

分布式储能发展商业模式研究总结

核心内容

分布式储能作为构建新型电力系统的重要组成部分，在“双碳”目标驱动下迎来快速发展。国内分布式储能主要应用于工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂和充/换电站配储等场景。尽管技术上以锂离子电池为主，但其商业模式仍面临诸多挑战，如政策支持不足、市场机制不完善、收益来源单一等。相比之下，国外通过财税补贴、高电价、虚拟电厂等手段推动分布式储能发展，尤其以户用储能为主，经济性较好。

主要观点

• 技术与市场驱动：国内分布式储能主要由工商业用户推动，技术以锂离子电池为主，占比高达92.77%。国外则通过高电价和补贴政策推动户用储能发展。
• 政策支持不足：国内对分布式储能的财税支持力度有限，而国外如美国、德国、澳大利亚等则提供较为完善的激励政策。
• 市场参与度低：国内大部分省份仅能通过需求响应参与电力市场，而国外则在电能量市场、辅助服务市场等多渠道参与。
• 经济性依赖电价政策：国内分布式储能的经济性高度依赖分时电价政策，政策调整直接影响收益，而国外通过市场机制和补贴增强了经济性。
• 安全与标准问题突出：国内在安全标准、设备选型、运维机制等方面存在不足，制约了分布式储能的规模化发展。

关键信息

国内分布式储能发展情况

• 装机规模：2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机从570MW增长至3638MW，增速加快。
• 应用场景：工商业配储占比68.70%，电网侧储能（含变电站配储、台区储能等）占8.30%，新能源配储占7.09%。
• 区域分布：江苏、广东、浙江等经济发达省份因峰谷价差大成为主要增长地区，而蒙西、甘肃等省份因电价差小，经济性较差。
• 技术分布：锂离子电池占92.77%，铅蓄电池占4.53%，液流电池占1.47%。

国外分布式储能商业模式

• 美国加州：通过ITC补贴、净计费模式、虚拟电厂等方式推动储能发展，户用储能经济性较好，工商业储能因电价低，经济性较差。
• 德国：通过增值税豁免、高电价、光储充一体化补贴等政策，推动户用储能发展，工商业储能因政策限制，经济性较差。
• 澳大利亚：通过税收减免、分时电价、虚拟电厂补贴等手段，推动户用储能和虚拟电厂发展，绿电直连项目也有一定示范作用。

国内分布式储能商业模式

• 工商业配储：主要通过峰谷电价套利、需求响应、虚拟电厂等获取收益，但经济性受电价政策影响较大。
• 分布式光伏配储：分为源侧（全额上网）和荷侧（自发自用）两种模式，收益依赖于电价差和充放电次数，经济性受政策影响显著。
• 绿电直连项目：分为并网型和离网型，通过自发自用和电网互动获取收益，但存在容量价值未体现、安全风险等问题。
• 台区储能：主要用于动态增容，收益来源有限，成本较高，运维难度大。
• 虚拟电厂：通过聚合资源参与电力市场，但技术门槛高、参与市场受限，需完善标准和政策支持。
• 充/换电站配储：通过峰谷套利和动态扩容获取收益，但受电价政策影响较大，且超快充车型渗透率不足，限制了其发展。

国内外商业模式对比

发展建议

短期（2025-2027年）

• 工商业配储：拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全与技术标准。
• 分布式光伏配储：探索源侧光伏配储容量价值、推进分布式光伏参与电力市场。
• 绿电直连项目：合理评估储能与负荷关系、加强安全风险评估、强化财税政策支持。
• 台区储能：分场景设计盈利模式、建设运维平台、加强规划引导。
• 虚拟电厂：设定合理需求响应补偿费用、科学制定考核与分摊原则、完善参与电力市场机制、鼓励技术攻关。
• 充/换电站配储：推动参与需求响应、强化财税政策支持、探索参与电力市场模式。

中长期（2028-2030年）

• 工商业配储：探索动态分时电价机制、合理评估储能与负荷关系、推动容量电费机制改革。
• 分布式光伏配储：拉大现货价差、探索环境价值。
• 绿电直连项目：探索参与大电网平衡、评估环境价值。
• 台区储能：增加收益来源、探索环境价值。
• 虚拟电厂：探索容量电价机制、评估储能环境价值。
• 充/换电站配储：探索参与电力市场模式，提升储能利用率和经济性。

结论

分布式储能的健康发展需政策支持、市场机制完善、技术提升和标准健全。当前，国内在财税激励、市场参与度和收益来源方面仍需进一步优化，以提升经济性与市场竞争力，助力“双碳”目标实现。