簡版報告分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究自

然資源保護協(xié)會N

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IL2025.12自然資源保護協(xié)會（NRDC）是一家國際公益環(huán)保組織，成立于1970年。NRDC擁有700

多名員工，以科學、法律、政策方面的專家為主力。

NRDC

自上個世紀九十年代中起在中國開展環(huán)保工作，中國項目現(xiàn)有成員40

多名。

NRDC

主要通過開展政策研究，介紹和展示最佳實踐，以及提供專業(yè)支持等方式，促進中國的綠色發(fā)展、循環(huán)發(fā)展和低碳發(fā)展。

NRDC在北京市公安局注冊并設立北京代表處，業(yè)務主管部門為國家林業(yè)和草原局。中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA

）創(chuàng)立于2010年3

月，是中國第一個專注于儲能領域的非營利性行業(yè)社團組織，致力于通過影響政府政策的制定和儲能技術的應用推廣，促進產(chǎn)業(yè)的健康有序可持續(xù)發(fā)展。聯(lián)盟聚集了優(yōu)秀的儲能技術廠商、新能源產(chǎn)業(yè)公司、電力系統(tǒng)以及相關領域的科研院所和高校，覆蓋儲能全產(chǎn)業(yè)鏈各參與方，共有國內(nèi)、國際800余家成員單位。同時，聯(lián)盟還負責承擔中國能源研究會儲能專業(yè)委員會秘書處的相關工作。聯(lián)盟在支撐政府主管部門研究制定中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略、倡導產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式、確定中遠期產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點方向、整合產(chǎn)業(yè)力量推動建立產(chǎn)業(yè)機制等工作中，發(fā)揮著舉足輕重的先鋒作用。請訪問網(wǎng)站了解更多詳情http://www.cnesa.org/所使用的方正字體由方正電子免費公益授權封面圖片：浙江省嘉興市某工商業(yè)儲能｜圖源：王楊/NRDC版權說明版權歸自然資源保護協(xié)會（

NRDC）、中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）所有，轉載或引用請注明來源。對報告如有建議或疑問

,請聯(lián)系hhuang@nrdc-china.

org或esresearch@

。項目單位及研究人員中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟：岳芬、寧娜、孫佳為、陳靜自然資源保護協(xié)會：黃輝、王楊、林明徹自

然資源保護協(xié)會NATU

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L在“雙碳”目標驅動下，分布式儲能作為構建新型電力系統(tǒng)的關鍵環(huán)節(jié)，正迎來快速發(fā)展。2019年到2025年前三季度我國分布式儲能累計裝機從570MW增長至3638MW，技術上以鋰離子電池為主（占比92.77%），應用場景集中于工商業(yè)配儲（

68.70%

），江蘇、廣東、浙江等經(jīng)濟發(fā)達省份因峰谷價差大領跑裝機規(guī)模。通過對美國、德國、澳大利亞等國的分析發(fā)現(xiàn)，

海外市場主要通過強有力的財稅補貼、更高的居民電價以及通過虛擬電廠參與電力市場來推動分布式儲能（尤其是戶用儲能）發(fā)展。相比之下，我國雖然在分布式儲能的商業(yè)模式上進行了多元化探索，涵蓋了工商業(yè)儲能、分布式光伏配儲、綠電直連、臺區(qū)儲能等多個場景，但在財稅支持力度及市場參與深度方面仍與國外存在差距。為推動我國分布式儲能的規(guī)?；l(fā)展，報告針對工商業(yè)配儲、分布式光伏配儲、綠電直連、臺區(qū)儲能、虛擬電廠及充/換電站配儲等六大核心場景，提出了分階段發(fā)展的建議：在短期內(nèi)（2025-2027年），通過拉大峰谷價差、完善需求響應機制、健全安全標準與提供財稅補貼等方式，保障分布式儲能項目的基本收益與安全運行；在中長期（2028-2030年），則致力于深化電力市場改革，通過建立動態(tài)電價機制、探索容量價值、推動分布式儲能參與輔助服務與電力現(xiàn)貨市場，并深入挖掘其在綠電、綠證和碳市場中的環(huán)境價值，最終構建多元化的收益渠道，全面提升分布式儲能的經(jīng)濟性與市場競爭力。執(zhí)行摘要目錄

前言.......................................................................................................................................1第一章國內(nèi)分布式儲能發(fā)展現(xiàn)狀................................................................................21.1分布式儲能定義..........................................................................................21.2

國內(nèi)分布式儲能發(fā)展情況.........................................................................2第二章國外分布式儲能商業(yè)模式分析........................................................................52.1

美國加州......................................................................................................52.2德國..............................................................................................................62.3

澳大利亞......................................................................................................7第三章國內(nèi)分布式儲能商業(yè)模式分析........................................................................

93.1

工商業(yè)配儲

..................................................................................................

93.2

分布式光伏配儲..........................................................................................

113.3

綠電直連項目.............................................................................................153.4臺區(qū)儲能.....................................................................................................

193.5

虛擬電廠....................................................................................................

203.6

充/換電站配儲............................................................................................

213.7國內(nèi)外分布式儲能商業(yè)模式對比...........................................................22第四章分布式儲能發(fā)展建議......................................................................................244.1

工商業(yè)配儲

................................................................................................244.2

分布式光伏配儲........................................................................................254.3

綠電直連項目............................................................................................264.4臺區(qū)儲能....................................................................................................274.5

虛擬電廠....................................................................................................284.6

充/換電站配儲...........................................................................................28參考文獻

............................................................................................................................

30附表分布式儲能經(jīng)濟性測算基準參數(shù)..........................................................................32“雙碳”目標下，

我國新能源占比不斷提高，

新型電力系統(tǒng)的主導電源將由連續(xù)可控出力的煤電裝機向強不確定性、弱可控性的新能源發(fā)電裝機轉變。同時，用戶側分布式新能源和電動汽車的增加也將改變負荷特性，電力系統(tǒng)供需雙側均面臨強不確定性。電力平衡機制將從傳統(tǒng)的源隨荷動模式轉向源網(wǎng)荷儲協(xié)同的模式，儲能將在其中扮演關鍵角色。近年來，

隨著新型儲能建設運營成本的下降以及分布式能源的大量開發(fā)利用，分布式儲能得到了廣泛的關注。國內(nèi)分布式儲能以工商業(yè)儲能為主，其發(fā)展主要受經(jīng)濟性推動。除工商業(yè)用戶外，分布式光伏、快速充電樁、配電臺區(qū)和微電網(wǎng)等多個場景對分布式儲能也存在應用需求。此外，分布式儲能可以通過聚合到虛擬電廠等方式接入調(diào)度，對保障供電和提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力也具有重大意義。然而，國內(nèi)分布式儲能在實際應用中面臨場景單一、市場機制不完善和商業(yè)模式不成熟等問題，制約了其規(guī)模化發(fā)展。本研究重點圍繞工商業(yè)配儲、分布式光伏配儲、綠電直連、臺區(qū)儲能、虛擬電廠和充/換電站配儲能等應用場景，分析了分布式儲能主要的商業(yè)模式及其面臨的問題，并通過借鑒國外先進經(jīng)驗，對分布式儲能未來的發(fā)展提出建議，以期提升分布式儲能的利用率及經(jīng)濟性，促進分布式儲能多元化、市場化發(fā)展，助力我國“雙碳”目標的實現(xiàn)。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

1前言表1-1

各標準中分布式儲能(系統(tǒng))的相關定義標準名稱額定功率接入電壓等級適用范圍《GB/T33593-2017分布式電源并網(wǎng)技術要求》未明確35kV及以下電壓等級接入位于用戶附近《DL/T5816-2020分布式電化學儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)設計規(guī)范》PN≤8kW220V用戶或新能源電站

附近8kW<

PN≤400kW380V400kW<PN≤6MW6kV~10(20)kV《T/CEC173-2018分布式儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)設計規(guī)范》PN≤8kW220V用戶所在場地或

附近8kW<

PN≤400kW380V400kW<PN≤6MW10(6)kV6MW<

PN≤30MW35kV《DB50/T1729-2025分布式電化學儲能電站運維技術規(guī)范》不超過5MW35kV及以下位于用戶附近國內(nèi)分布式儲能發(fā)展現(xiàn)狀1.1分布式儲能定義分布式儲能尚處于發(fā)展早期階段，國內(nèi)并無明確的分布式儲能定義。本研究參考多份標準（如下表），對分布式儲能研究范圍界定為接入電壓等級35kV

以下，功率規(guī)?！?MW的儲能系統(tǒng)。1.2

國內(nèi)分布式儲能發(fā)展情況2019年到2025年前三季度國內(nèi)分布式儲能累計裝機規(guī)模從570MW增長至3638MW。相比于集中式儲能，分布式儲能單個項目較小，開發(fā)難度較高，整體增速不及集中式儲能。但2024年以來，隨著集中式儲能的競爭日趨激烈，更多企業(yè)將目光投向分布式儲能，分布式儲能增速明顯加快。第一章2|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究數(shù)據(jù)來源:CNESA技術分布來看，截至2

02

5

年9

月，鋰離子電池占國內(nèi)分布式儲能裝機的92.77%，鉛蓄電池占比4.53%，液流電池占比1.47%，其他技術類型占比較小。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

31圖1-2

2025年9月國內(nèi)分布式儲能累計裝機技術分布圖1-12019年~2025年1-9月國內(nèi)分布式儲能裝機規(guī)模鋰離子電池，鉛蓄電池，

液流電池，

其他，年年

年年年

年年月數(shù)據(jù)來源:CNESA

新增

累計數(shù)據(jù)來源:CNESA各省來看，截至2025年9月，江蘇、廣東、浙江等經(jīng)濟發(fā)達省份的分布式儲能累計裝機規(guī)模排名靠前。發(fā)達省份通常為購電省份，分時電價價差較高，且大型工商業(yè)用戶較多，這有利于工商業(yè)儲能實現(xiàn)分時電價套利。應用場景來看，截至2025年9月，國內(nèi)分布式儲能主要為工商業(yè)配儲，占比達到68.70%；其次為電網(wǎng)側分布式儲能（包括變電站配儲、臺區(qū)儲能等），占比8.30%；新能源配儲位列第三，占比7.09%

。4|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究2工商業(yè)配儲，電網(wǎng)側分布式儲能，新能源配儲，充

換電站，其他，圖1-3

2025年9月國內(nèi)分布式儲能累計裝機應用場景分布圖1-4

2025年9月國內(nèi)分布式儲能累計裝機規(guī)模前10省份江蘇廣東浙江山東河南安徽湖南上海四川西藏數(shù)據(jù)來源:CNESA國外分布式儲能商業(yè)模式分析2.1

美國加州2.1.1戶用美國加州戶用儲能發(fā)展的主要驅動力為儲能補貼和凈計費模式的實施。補貼方面，《2022年通脹削減法案》規(guī)定對儲能進行投資稅收抵免（ITC

），可以抵免30%-70%（基礎抵免為30%，

符合本土制造、位于“能源社區(qū)”、位于“環(huán)境正義區(qū)”等要求的儲能可獲得10%-40%的額外抵免）的儲能投資[1]

。2025年5月的《大而美法案》對補貼期限進行了調(diào)整，根據(jù)最新政策，

2026年開始建設的戶用光儲項目將不會再獲得投資稅收抵免。2023年起，加州的自發(fā)電激勵計劃為儲能項目提供150-1000美元/kWh的補貼，這顯著降低了戶用儲能的投資。2024年，加州戶儲補貼前的成本為1000美元/kWh，補貼后，加州戶儲的實際投資成本低于550美元/kWh

。收益來源方面，

戶用儲能的收益主要為分時電價價差收益和備用電源的價值。

2023年，加州將電費的凈計量模式改為凈計費模式1

，光伏上網(wǎng)電價執(zhí)行峰谷分時電價機制[2]

，儲能可以實現(xiàn)峰谷套利。南加愛迪生電力公司2024年分時費率計劃的峰谷電價差為0.24-0.4美元/kWh（峰谷電價差根據(jù)套餐類型不同有所差異），按照峰谷電價差為0.24美元/kWh計算，凈計費模式下，光儲系統(tǒng)的投資回收期（7-8年）相較單獨光伏系統(tǒng)的投資回收期（8-9年）更短。2.1.2工商業(yè)相比于戶用儲能，加州工商業(yè)儲能只能獲得ITC補貼，無法獲得自發(fā)電激勵計劃的補貼。收益來源方面，

工商業(yè)儲能的收益主要來自分時電價價差收益和備用電源的價值，

凈計費模式對工商業(yè)光伏配儲起到推動作用。由于工商業(yè)電價較低（2025年5月居民平均電價為35.03美分/kWh，同期商業(yè)和工業(yè)平均電價分別為22.91美分/kWh和20.17美分/kWh），因此加州工商業(yè)光儲系統(tǒng)的經(jīng)濟性低于戶用光儲系統(tǒng)。以一個典型的工商業(yè)儲能項目為例，項目投資為800美元/1

凈計量模式

：最終電費=零售電價*（本月使用電量-多余上網(wǎng)電量）

，余電上網(wǎng)電價等于零售電價

；凈計費模式

：用戶向電網(wǎng)送電電價執(zhí)行峰谷分時電價機制

，中午光伏大發(fā)時段通常電價較低

，晚上無光時段通常電價較高。第二章分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

5kWh，能夠獲得30%的ITC補貼，電價差為0.2美元/kWh，需要9.4年回收成本，比戶用儲能的投資回收期長。但美國主要的大型互聯(lián)網(wǎng)公司或人工智能公司均加入了“RE100（

100%

Renewable

Electricity）計劃”

2

，參加“RE100計劃”的企業(yè)為達成100%使用可再生能源的目標，在加州積極購買可再生能源電力或通過建設新能源和儲能實現(xiàn)綠電自供，促進了工商業(yè)用戶光儲系統(tǒng)的發(fā)展。2.1.3虛擬電廠在虛擬電廠可以向電力公司售電或參與電力市場的地區(qū)，其經(jīng)濟效益受成本和收入情況影響。成本方面，包括項目實施和管理成本、虛擬電廠參與用戶的獲客成本以及參與用戶激勵。其中，參與用戶激勵是主要成本，激勵方式包括一次性補貼、定期支付或按千瓦時支付等。收益方面，主要是電能量市場收益和容量收益。對于參與用戶來說，安裝儲能可以獲得虛擬電廠運營商提供的購買儲能系統(tǒng)的獎勵和接受調(diào)度的激勵，以此提升儲能經(jīng)濟性。2.2

德國2.2.1戶用德國戶用儲能發(fā)展的主要驅動力為儲能補貼和高電價。補貼方面，《2022年年度稅法》規(guī)定購置戶用光儲系統(tǒng)免除增值稅（約19%）

；對不超過30kW

的單戶住宅和商業(yè)物業(yè)屋頂光伏發(fā)電的收入免除所得稅[3]

；2023年9月，德國開始對光儲充一體化系統(tǒng)提供補貼，其中光伏補貼為600歐元/kW，儲能補貼為250歐元/kWh，考慮補貼后，光儲系統(tǒng)成本降低50%以上。收益來源方面，德國戶用光儲系統(tǒng)主要通過自發(fā)自用獲得收益。大多數(shù)零售商為居民提供統(tǒng)一的電價，由于電價近年來呈現(xiàn)上漲趨勢，進一步提高了自發(fā)自用的經(jīng)濟性。德國聯(lián)邦政府要求自2025年1月1日起，所有售電公司都必須給客戶提供動態(tài)電價，動態(tài)電價與歐洲電力交易所（Epex

Spot）批發(fā)價格關聯(lián)，儲能的套利屬性得以發(fā)揮。根據(jù)德國聯(lián)邦經(jīng)濟和氣候保護部（

BMW

K

）發(fā)布的“電力儲能監(jiān)測2

024

”[4]

和課題組的計算，德國擁有電動汽車和熱泵的典型家庭年用電量為9364kWh

，采用固定電價0.4歐元/kWh，不安裝光伏和儲能每年電費為3745歐元。配置10kW光伏+9.8kWh儲能后，

超過50%的電量自給自足，

同時能向電網(wǎng)反送電4644kWh

（上網(wǎng)電價為0.08歐元/kWh），每年節(jié)省電費2298歐元。

2024年德國10kW光伏+9.8kWh儲能安裝成本約2萬歐元，免除增值稅后約1.68萬歐元，若采用戶用光儲充一體化系統(tǒng)還可以享受8450歐元的“電動汽車用太陽能”補貼，補貼后德國光儲系統(tǒng)投資8350歐元，

4.1年可回收成本。2

RE100是由國際公益組織The

Climate

Group

與CDP

發(fā)起的全球企業(yè)倡議

，承諾在指定年份使用的電力全部為可再生能源電力。6|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究2.2.2

工商業(yè)德國對于大型工業(yè)企業(yè)免征可再生能源附加費，同時自2023年11月起，將稅費從1.54歐分/kWh降至0.05歐分/kWh，這種機制的設計主要是為了保障德國工商業(yè)企業(yè)在國際上的競爭力。2024年，德國工業(yè)電價為17.3歐分/kWh，同期居民電價為40.2歐分/kWh，

工商業(yè)電價明顯低于居民電價。此外，

德國工商業(yè)儲能無法享受光儲充一體化補貼，工業(yè)儲能和超過30kW

的商業(yè)儲能無法享受增值稅豁免，

超過100kW的光伏系統(tǒng)不享受固定上網(wǎng)電價，而是通過中間商（直接銷售商）

3銷售電力。綜合以上原因，德國工商業(yè)光儲系統(tǒng)回收成本困難，經(jīng)濟性遠低于戶用光儲系統(tǒng)。2.2.3

虛擬電廠德國虛擬電廠運營商主要分為獨立虛擬電廠運營商、大型電力公司和新型市場參與者（如分布式能源設備制造商）。家用電池儲能供應商Sonnen將擁有Sonnen儲能電池的家庭用戶聚合到虛擬電廠中，通過參與調(diào)頻、電能量時移、配電網(wǎng)高峰負荷管理等市場獲取收益。由于Sonnen

為用戶的儲能電池提供10年或10000次循環(huán)質(zhì)保，因此會在運行過程中盡可能將指令均勻地分配給虛擬電廠中的所有電池，以保證參與虛擬電廠的用戶電池壽命不受明顯影響。對于用戶來說，容量為11kWh的Sonnen

電池每年收入約為100歐元，相對于8000-10000歐元的投資成本來說，收入較少[5]

。2.3

澳大利亞2.3.1戶用澳大利亞戶用儲能發(fā)展的主要驅動力為補貼政策、對供電安全的擔憂和環(huán)境保護。補貼方面，

2023年，澳大利亞啟動家用電池稅收減免，新安裝的電池系統(tǒng)可享受不超過3500澳元或投資成本50%（以較低者為準）的稅收減免[6]

。10kWh的儲能系統(tǒng)投資為10000-14000澳元，

稅收減免后能夠節(jié)省25-35%的投資成本。根據(jù)澳大利亞清潔能源委員會的數(shù)據(jù)，2023-2024年澳大利亞零售電價約為0.35澳元/kWh

，2023年戶用光伏平均上網(wǎng)電價為0.054澳元/kWh，在固定電價下，10kWh戶用儲能每年的收益為900-1000澳元，需要9.9年回收成本，雖然戶用儲能的投資回收期較長，但部分消費者出于能源安全和環(huán)境保護的角度考慮購買儲能。近年來，使用分時電價或需量電費的用戶越來越多，這給儲能提供了更多套利空間，使用分時電價的業(yè)主儲能收益率有所提高，從而激勵用戶安裝儲能。3

直接銷售商代表發(fā)電商和電站業(yè)主在現(xiàn)貨市場上直接銷售可再生能源電力

，通常利用虛擬電廠（

VPP

）聚合和管理中小型可再生能源項目（如光伏

、風能和沼氣）的電力生產(chǎn)

，從而提高了分布式可再生能源的市場參與度。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

7數(shù)據(jù)來源:CNESA整理2.3.3綠電直連項目豪勛爵島混合可再生能源項目（HREP

）屬于離網(wǎng)型綠電直連項目，旨在通過用可再生能源發(fā)電取代柴油來減少對化石燃料的依賴，該項目包括1.3MW光伏發(fā)電、

3.7MWh

電池儲能系統(tǒng)和微電網(wǎng)控制器，以及現(xiàn)有的三個300kW柴油發(fā)電系統(tǒng)。項目總投資1160萬澳元，其中450萬澳元來自澳大利亞可再生能源署（

ARENA

）的資助。

HREP項目提高了豪勛爵島的電力自給自足能力，在開展項目的第二年提供了1,654

MWh可再生能源電量，可再生能源平均滲透率為67.93%，節(jié)省了36萬升柴油，降低燃料成本81.6萬澳元[7]

。2.3.2

虛擬電廠澳大利亞虛擬電廠主要以試驗項目為主，

運營商包括特斯拉、發(fā)電商AGL等，由政府提供補貼并進行監(jiān)管。2020年南澳大利亞-維多利亞州的互聯(lián)網(wǎng)連接故障及2021年燃煤電廠意外停產(chǎn)，提升了電網(wǎng)對調(diào)頻的需求，進而促使虛擬電廠調(diào)頻（

FCAS

）的市場收益大幅增加。但隨著電網(wǎng)側儲能規(guī)模的快速增長，F(xiàn)CAS市場競爭加劇，

虛擬電廠收入的不確定性變大。虛擬電廠的參與用戶通?？梢垣@得裝機補貼（如表2所示），收入來源主要包括電力批發(fā)市場、輔助服務市場（主要是調(diào)頻FCAS

）和本地電網(wǎng)服務市場，各州或地區(qū)不同，但總體而言，

參與虛擬電廠可以明顯提升戶用儲能經(jīng)濟性。表2-1

澳大利亞典型虛擬電廠運營商補貼情況VPP運營商電池補貼符合條件的地區(qū)OriginLoop1500澳元/套悉尼、布里斯班、墨爾本、黃金

海岸地鐵半徑50km特斯拉/SA政府免費的Powerwall南澳居民住房Simply

Energy800澳元/套南澳、維多利亞、新南威爾士、昆士蘭SolarHub4950澳元/套新南威爾士州的特定區(qū)域8|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究國內(nèi)分布式儲能商業(yè)模式分析近兩年，

國家和地方層面出臺了多項政策支持分布式儲能的發(fā)展。國家層面，將虛擬電廠、負荷聚合商等納入電力市場新型經(jīng)營主體，推動分布式新能源入市、綠電直連等模式的發(fā)展，引導新能源按需配置分布式儲能。地方層面，各省通過拉大峰谷差、規(guī)范虛擬電廠準入和完善需求響應補貼等方式引導分布式儲能發(fā)展，廣東、浙江、江蘇等部分省市對分布式儲能給予補貼。3.1

工商業(yè)配儲工商業(yè)配儲是指在工業(yè)或商業(yè)終端為工商業(yè)用戶配置儲能系統(tǒng)，以優(yōu)化用電成本、提高供電可靠性并參與電網(wǎng)服務的儲能解決方案。包括業(yè)主自投、融資租賃和合同能源管理三種模式，其中合同能源管理模式是主流模式，在該模式下，儲能運營商作為儲能的投資方，占用業(yè)主的場地資源建設和運營儲能系統(tǒng)，并與業(yè)主進行收益分成。3.1.1

商業(yè)模式工商業(yè)配儲的收益來源主要包括峰谷價差套利、容量電費的節(jié)省、需求響應以及參與電力市場（通過參與虛擬電廠），同時配儲還可以加強電能質(zhì)量保障（應對電壓波動、頻率波動等），但除峰谷價差套利外，其他途徑目前的收益較少。

2021年7月，《國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）提出要合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。此后各省紛紛出臺相應的分時電價政策，其中浙江、廣東等沿海地區(qū)由于峰谷價差較高，且可以做到“兩充兩放”，外加大工業(yè)用戶較多，成為工商業(yè)配儲的主要增長地區(qū)。隨著河南、湖南等中部省份分時電價政策逐漸完善，其工商業(yè)配儲逐步受到關注。而蒙西、甘肅等省份峰谷價差較低，工商業(yè)配儲回收成本困難。第三章分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究

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9注：以1MW/2小時儲能項目（單位投資1000元/kWh）為例，按照1年運行330天，詳細基準參數(shù)見附表；價

差根據(jù)各省2025年典型月份電網(wǎng)代購電10-20kV峰谷平價格得到，河南、蒙西、甘肅客戶分成按10%，廣東、浙江客戶分成按30%；投資回收期為項目資本金的動態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%。分時電價政策對工商業(yè)配儲的經(jīng)濟性影響巨大。2025年10月，浙江省發(fā)展改革委《省發(fā)展改革委關于優(yōu)化分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》發(fā)布了新版分時電價規(guī)則，與現(xiàn)行政策相比，上午高峰（尖峰）時段調(diào)整為平時段，工商業(yè)儲能充放電策略由“兩峰+兩谷”變?yōu)椤耙环逡还?一平一谷”；參與峰谷分時電價浮動的部分為購電電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用和系統(tǒng)運行費用，此前參與浮動的輸配電價和政府性基金及附加不再參與浮動；尖峰、高峰、平段、低谷、深谷浮動結果比例為2.05：1.85：1：0.4：0.2，較現(xiàn)行大工業(yè)電價浮動比例（

1.98：1.65

：1：

0.45(0.38)：

0.2）有所增加[8]

。新政實施后，工商業(yè)儲能套利價差明顯縮小，2小時鋰電池儲能項目投資回收期從5.4年增加到9.1年。整體來看，分時電價政策的調(diào)整使得現(xiàn)有工商業(yè)配儲項目經(jīng)濟性大幅下滑。該省儲能經(jīng)濟性的測算基準參數(shù)見附表。表3-1

典型省份工商業(yè)配儲經(jīng)濟性省份浙江廣東河南蒙西甘肅平均電價差（元/kWh）0.830.720.640.370.14充放電策略兩峰+兩谷一峰一谷+一峰一平6至8月、

12月至2月：一峰一谷3至5月、9月至11

月：一峰一谷+一平一谷大風季（

1

-5

月、9

-12月）：兩峰+兩谷小風季（6-8月）：一峰一谷+一峰一平一峰一谷投資回收期（年）5.46.56.99.6-表3-2

浙江省分時電價新政實施前后工商業(yè)配儲經(jīng)濟性對比月份尖峰時段

元/kWh高峰時段

元/kWh平時段元/kWh低谷時段元/kWh“兩充兩放”平均價差元/kWh投資回收期（年）新政前1.24501.04170.63130.28410.82545.4新政后1.13121.03600.63130.34560.50399.1注：價差根據(jù)2025年10月浙江省電網(wǎng)代購電兩部制1-10（20）kV價格得到，客戶分成按30%；投資回收期為項目資本金的動態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%。10|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究3.1.2

面臨的問題與挑戰(zhàn)開發(fā)成本較高。儲能項目開發(fā)需要考慮業(yè)主經(jīng)營情況、廠址情況、用電習慣、業(yè)主意愿、收益分成、峰谷電價差和變壓器/線路剩余容量等因素，開發(fā)難度較高。安全問題突出。由于工商業(yè)儲能與用戶生產(chǎn)設備的物理距離近、應用場景復雜，很多省份在設備選型和廠址布局等方面缺乏統(tǒng)一標準，導致早期許多分布式儲能在設備選型和廠址布局等方面不夠嚴謹，存在安全隱患。又因為政策制度的缺失，導致土地規(guī)劃、消防和城市管理等部門都難以為儲能項目辦理合法手續(xù)。低價競爭導致產(chǎn)品質(zhì)量參差不齊

。近兩年，在行業(yè)競爭逐漸加劇的情況下，工商業(yè)儲能設備的價格從1.5元/Wh降至0.6-0.8元/Wh

。一些低價產(chǎn)品質(zhì)量把控不夠嚴格，導致系統(tǒng)運行可靠性差，非計劃停運占比升高，更有部分設備因為其集成商倒閉而無法正常運行。儲能收益受企業(yè)用電量影響較大。如果企業(yè)用戶經(jīng)營業(yè)績出現(xiàn)下滑，用電量收縮，將直接影響儲能的成本回收。政策持續(xù)性不足。目前，

各省分時電價政策變化較快，

政策變化對工商業(yè)配儲經(jīng)濟性影響較大，如浙江分時電價政策改變導致電價價差縮小，儲能收益大幅下滑。3.2

分布式光伏配儲分布式光伏配儲是指針對工業(yè)、商業(yè)和鄉(xiāng)村等場景的分布式光伏項目配套建設儲能系統(tǒng)，可以實現(xiàn)平抑光伏出力波動、提升光伏自發(fā)自用率、避免光伏消納“紅區(qū)”并網(wǎng)限制，部分場景還可參與需求響應和虛擬電廠等電網(wǎng)服務以獲取增值收益。3.2.1商業(yè)模式1）源側（全額上網(wǎng)）分布式光伏配儲《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革

促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》

（發(fā)改價格〔2025〕136號）

提出推動風電和太陽能發(fā)電等新能源上網(wǎng)電量全部進入電力市場[9]

。文件實施后，源側分布式光伏上網(wǎng)主要以市場化交易為主，其發(fā)電模式將類似集中式光伏，量價均難以保障。配建儲能可以通過減少新能源棄電和減少在低電價時段發(fā)電的比例獲得收益，分布式儲能的收益將與峰谷電價差和充放電次數(shù)相關。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究

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11注：投資回收期為項目資本金所得稅后動態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%；為匹配分布式光伏20年以上壽命，儲能在第11年更換電池，電池成本按0.3元/wh。2）荷側（自發(fā)自用）分布式光伏配儲荷側分布式光伏配儲在有棄電的時段可以儲存分布式光伏棄電，在電價高峰時段或平段時段放出，在沒有棄電的時段，儲能可以通過峰谷電價套利。以浙江某大工業(yè)負荷為例，配置

6MW

的分布式光伏，單位投資2

500

元/kW，富余電量無法返送電網(wǎng)。情景1：當不配儲時，首年減少從電網(wǎng)購電5410.8MWh，首年節(jié)約電費474.8萬元。按照投資商分成比例90%計算，分布式光伏動態(tài)資本金投資回收期（折現(xiàn)系數(shù)為5%）為4.6年。情景2

：

當配置5

0

%/2

小時儲能后，

在有棄電時，

可以儲存分布式光伏棄電，在電價高峰時段或平段時段放出。光伏

+

儲能首年減少從電網(wǎng)購電6273MWh，首年節(jié)約電費575.4萬元，較不配儲情景增加100.6萬元。表3-3

源側分布式光伏配儲能投資回收期敏感性分析（年）年充放電次數(shù)電價差200次300次400次500次600次0.3元/kWh---17.113.90.4元/kWh--15.812.58.50.5元/kWh-17.112.58.16.60.6元/kWh-13.98.56.65.30.7元/kWh18.68.97.15.54.5以電力現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)為例，當配置1MW/2MWh儲能時，以單位投資1000元/kWh計算，總投資為200萬元。儲能可以儲存分布式光伏棄電或低價電，在電價高峰時段放出，峰谷電價為電力現(xiàn)貨市場交易形成的峰谷電價。當充放電價差達到0.6元/kWh，年充放電次數(shù)達到400次時，投資回收期為8.5年。目前國內(nèi)現(xiàn)貨連續(xù)運行省份價差普遍為0.2-0.4元/kWh，省內(nèi)獨立儲能年充放電次數(shù)300次左右，若按此邊界條件計算分布式光伏的配儲經(jīng)濟性，無法回收成本。12|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究圖3-1

有棄電典型日工業(yè)負荷與光伏實際出力曲線元 負荷光伏+儲能分時電價在沒有棄電的時段，儲能可以通過峰谷電價套利，假設儲能每年有150天能進行峰谷套利，可節(jié)約電費110.4萬元。綜合考慮有棄電和無棄電時段的收益，按照投資商分成比例90%計算，分布式光伏+儲能的動態(tài)資本金投資回收期（折現(xiàn)系數(shù)為5%）為4.4年。3分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

13圖3-2

有棄電典型日工業(yè)負荷與光伏+儲能實際出力曲線 負荷光伏出力分時電價元不同省份工商業(yè)分布式光伏配儲的經(jīng)濟性各不相同。以上述大工業(yè)用戶配置光伏+儲能項目為邊界條件，測算不同省份分時電價條件下光伏+儲能項目的經(jīng)濟性，能看出浙江、河南等峰谷價差高的地區(qū)配儲后的分布式光伏投資回收期縮短，蒙西、甘肅等地區(qū)配儲后的分布式光伏投資回收期增長。414|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究圖3-4

無棄電典型日工業(yè)負荷與光伏+儲能實際出力曲線圖3-3

無棄電典型日工業(yè)負荷與光伏出力能力曲線 負荷光伏+儲能分時電價 負荷光伏出力分時電價元元注：分時電價根據(jù)各省2025年典型月份電網(wǎng)代購電10-20kV峰谷平價格得到，投資回收期為項目資本金的動

態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%。根據(jù)浙江省發(fā)展改革委發(fā)布的《省發(fā)展改革委關于優(yōu)化分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》，浙江省分時電價將有所調(diào)整（如3.1節(jié)所述），新政實施后，分布式光伏投資回收期增至7.7年，配置2小時鋰電池儲能后，分布式光伏+儲能項目投資回收期降至6.4年。3.2.2

面臨問題與挑戰(zhàn)源側分布式光伏配儲無法滿足參與市場交易的門檻。源側分布式光伏配儲往往體量較小，難以直接參與市場交易，只能用來減少光伏棄電，收益來源單一。源側分布式光伏配儲參與市場的能力有限。分布式光伏配儲項目的人員配置一般不足，不具備對天氣、發(fā)電量等進行預測的技術能力，其參與電力市場可能帶來風險。源側分布式光伏配儲參與市場的價差較小。源側分布式光伏配儲作為發(fā)電端，采用現(xiàn)貨市場的價格，與工商業(yè)用戶電價相比，價差較小，經(jīng)濟性較差。荷側分布式光伏配儲收益受企業(yè)用電量及分時電價政策的影響較大。如果企業(yè)經(jīng)營業(yè)績出現(xiàn)了下滑或分時電價進行了調(diào)整，都會影響儲能成本回收。3.3

綠電直連項目根據(jù)國家發(fā)展改革委、能源局《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)改能源〔

2025〕650號）及其解讀，綠電直連項目分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩類，并網(wǎng)型項目的電源應接入用戶側，項目電源、用戶和線路作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責任界面；離網(wǎng)型項目的電源、用戶和線路均與公共電網(wǎng)無電氣連接，作為獨立系統(tǒng)開展運營。在并網(wǎng)型項目中，項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應不低于60%，占總用電量表3-4

典型省份工商業(yè)分布式光伏配儲經(jīng)濟性省份廣東浙江河南蒙西甘肅光伏年收益（萬元）460.8474.8320.7291.1280.9光伏投資回收期（年）4.84.67.87.99.3光伏+儲能年收益（萬元）644.7685.8500.4437.9348.2光伏+儲能投資回收期（年）4.84.46.78.911.4分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

15的比例應不低于30%，并需要不斷提高自發(fā)自用比例，

2030年前不低于35%。上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限由各省級能源主管部門結合實際確定，

一般不超過20%[10]

。3.3.1商業(yè)模式1

）并網(wǎng)型綠電直連項目在并網(wǎng)型項目中，

儲能主要起到減少新能源棄電和協(xié)助用戶實現(xiàn)綠電溯源的作用。有棄電時，儲能儲存新能源棄電，在高價時放出；無棄電時，儲能在不增加最大需量條件下，進行峰谷套利。根據(jù)國家發(fā)展改革委、能源局《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔

2025〕1192號，以下簡稱1192號文），并網(wǎng)型綠電直連項目按容（需）量繳納輸配電費，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費、輸配環(huán)節(jié)的電量電費，月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準×平均負荷率×730小時×

接入公共電網(wǎng)容量；其中，平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均水平執(zhí)行，接入公共電網(wǎng)容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和。系統(tǒng)運行費暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡，暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補貼新增損益[11]

。容（需）量電費變化與用戶負荷率和所在省份平均負荷率相關，從而影響綠電直連項目經(jīng)濟性。以某工業(yè)負荷為例，采用兩部制分時電價，最大需量負荷3MW，年用電量1600萬kWh

（平均負荷率61%）。配置6MW光伏，

3MW/4小時儲能可以滿足綠電直連項目自發(fā)自用電量占比要求，

電量不允許倒送，

全部自發(fā)自用。按照光伏單位投資2500元/kW，儲能單位投資1000元/kWh

，10

kV

電纜投資（5km）投資250萬元。選取典型省份，根據(jù)各省分時電價政策以及不增加最大需量條件下，選取有棄電和無棄電典型日分析。有棄電時，按照1192號文，光伏+儲能自發(fā)自用電量可節(jié)省上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損、系統(tǒng)運行費和政府性基金及附加；輸配電費方面，假設全省110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均負荷率70%，采用新的計費方式，輸配電費增加（項目平均負荷率低于全省平均負荷率，差額部分的電量需額外繳納輸配電費）。無棄電時，儲能通過分時電價進行峰谷套利。假設綠電溢價0.03元/kWh，廣東和浙江綠電直連項目經(jīng)濟性較好。16|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究5分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

17圖3-6

有棄電典型日原始負荷、增加光儲系統(tǒng)后凈負荷曲線對比圖3-5

有棄電典型日負荷與增加光伏后凈負荷曲線

原始負荷

增加光儲系統(tǒng)后凈負荷 原始負荷光伏出力

凈負荷注：投資回收期為項目資本金的動態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%。案例選取不配儲情況下有棄電典型日和無棄電典型日，以滿足光伏+儲能自發(fā)自用電量占負荷總用電量比例達到30%為邊界條件，測算有棄電時光伏+儲能年發(fā)電量和無棄電時儲能峰谷套利電量，從而測算項目收益和經(jīng)濟性。根據(jù)浙江省發(fā)展改革委《省發(fā)展改革委關于優(yōu)化分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》，浙江省分時電價將會調(diào)整（如3.1節(jié)所述），新政實施后，并網(wǎng)型綠電直連項目投資回收期增至10.0年。2

）離網(wǎng)型綠電直連項目以離網(wǎng)型綠電直連項目為例，采用光伏和構網(wǎng)型儲能為負荷供電。根據(jù)負荷類型不同，配置儲能容量規(guī)模通常為光伏容量的2-4倍。按照光伏單位投資2500元/kW，

構網(wǎng)型儲能單位投資1100元/kWh

，10

kV

電纜投資（5km）投資250萬元，10kV變電站投資200萬元。離網(wǎng)型綠電直連項目可完全離網(wǎng)，可以節(jié)省容/需量電費，假設最大需量為3MW，若儲能配置規(guī)模為100%/2小時可以完全滿足用戶用電需求，廣東、河南和浙江投資回收期在10年以內(nèi)。若儲能配置規(guī)模為200%/2小時可以完全滿足用戶用電需求，典型省份投資回收期均在10年以上。表3-5

典型省份并網(wǎng)型綠電直連項目經(jīng)濟性省份廣東浙江河南蒙西甘肅有棄電時光伏+儲能年發(fā)電量（萬kWh

）572.3572.3568.4793.4798.9節(jié)省上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損、系統(tǒng)運行費和政府性基金及附加（萬元）452.2379.9333.6324.1239.3綠電溢價收益（萬元）17.217.217.123.824.0無棄電時儲能峰谷套利電量（萬kWh

）168.5150.5142.599.969.8儲能峰谷套利收益（萬元）118.9108.281.526.37.9輸配電費增加（萬元）30.230.240.319.024.6投資回收期（年）6.68.010.012.319.6表3-6

典型省份離網(wǎng)型綠電直連項目經(jīng)濟性省份廣東浙江河南蒙西甘肅光伏+儲能年發(fā)電量（萬kWh

）600600600840840用戶電價（元/kWh）0.69510.63130.69020.45030.4518需量電費（元/千瓦·月）36.148.04032.838.4儲能配置100%/2小時投資回收期（年）9.39.19.011.610.0儲能配置200%/2小時投資回收期（年）16.215.815.718.917.7注：離網(wǎng)型綠電直連項目需要柴油發(fā)電機作為備用電源，本測算忽略柴油發(fā)電成本；投資回收期為項目資本金的動態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%。18|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究3.3.2

面臨問題與挑戰(zhàn)項目開發(fā)難度大。并網(wǎng)型綠電直連項目開發(fā)需要考慮用戶負荷率及用電曲線、全省平均負荷率、附近風光資源情況、峰谷電價差等因素，開發(fā)難度較高。綠電直連項目收益受負荷用電量影響較大。

綠電直連項目通常發(fā)電與負荷綁定，如果負荷由于業(yè)績下滑導致用電量減小，且綠電直連項目無法向電網(wǎng)反送電，新能源電量無法充分利用。目前還沒有相關政策明確如何解決這一問題。存在安全問題。

根據(jù)國家發(fā)展改革委、能源局《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)改能源〔

2025〕650號），綠電直連項目由包括民營企業(yè)在內(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）投資建設，部分運營主體缺乏電力資產(chǎn)運營經(jīng)驗、專業(yè)的運維人員及成熟的運維體系，存在安全隱患。公共資源問題。

當并網(wǎng)型綠電直連項目無法提供穩(wěn)定出力時（如夜間無光、弱風期、設備故障等條件下），電網(wǎng)必須瞬間調(diào)用其他可控電源填補缺口，為綠電直連項目供電。為應對綠電波動而預留的這部分熱備用容量，在大部分時間并未被充分利用。3.4

臺區(qū)儲能臺區(qū)儲能是指在臺區(qū)低壓側建設的儲能裝置，可以解決配變和低壓支線反向重過載問題、提高電網(wǎng)設備利用效率、提升光伏接入配電臺區(qū)容量以及保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。目前臺區(qū)儲能需求主要集中在農(nóng)村地區(qū)，以示范項目的形式落地，其投運主體主要是各地的電網(wǎng)公司或其旗下的綜合能源公司。3.4.1商業(yè)模式臺區(qū)儲能目前主要用于動態(tài)增容，

根據(jù)臺區(qū)儲能應用需求，

可分為季節(jié)性需求和長期需求。其中季節(jié)性需求（如云南的采茶季，通常在三四月份，造成短期重過載）持續(xù)時間短，通過變壓器擴容造成資源浪費，采用租賃移動式儲能的方式，有效提高了儲能設備利用效率，實現(xiàn)儲能資源的共享和優(yōu)化配置。長期需求，需要對比不同的解決方案的優(yōu)劣勢，如變壓器擴容、建設儲能或購買儲能服務等，判斷臺區(qū)儲能建設的可行性。山東將臺區(qū)儲能聚合為“云儲能”參與現(xiàn)貨市場套利（電價差0.3-0.4元/kWh），并獲得容量補償（40-50元/kW/年），為臺區(qū)儲能通過電力市場獲得收益提供了寶貴經(jīng)驗。大部分場景下，單純的給變壓器擴容方案的成本要低于臺區(qū)配儲，以6

3

0kVA

變壓器為例，假設增容到

8

00kVA

，更換變壓器費用為15

萬元，增加200kW/400kWh電化學儲能可以起到同樣效果，投資成本約40萬元，明顯高于分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|19變壓器擴容。但是，對于末端擴容難的地區(qū)，傳統(tǒng)方案的隱性成本（征地、線路改造、工期損失）急劇攀升，通過建設儲能動態(tài)增容則更有優(yōu)勢，但成本無法進入輸配電價，疏導困難。3.4.2

面臨問題與挑戰(zhàn)收益來源單一。目前大部分臺區(qū)儲能主要收益來源為能量時移或移動式儲能容量租賃，電價價差空間小，且整體利用率不高，充放電收益非常有限。成本高于變壓器擴容。大部分場景下單純的給變壓器擴容方案的成本要低于臺區(qū)配儲，臺區(qū)儲能市場規(guī)模受到挑戰(zhàn)。成本疏導機制缺失。臺區(qū)儲能無法進入輸配電價，電網(wǎng)或第三方主體投資臺區(qū)儲能的成本疏導存在問題。設備協(xié)同困難。臺區(qū)儲能設備參差不齊、所有權歸屬不一，難以做到區(qū)域源網(wǎng)荷儲協(xié)同。運維與安全存在挑戰(zhàn)。臺區(qū)儲能規(guī)模普遍不大，且分布極為分散，對于后期的運維和安全性帶來了挑戰(zhàn)。3.5

虛擬電廠3.5.1商業(yè)模式虛擬電廠收益主要來自需求響應、電能量市場和輔助服務市場，虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場、調(diào)頻輔助服務對其調(diào)節(jié)速率、響應時間、調(diào)節(jié)精度等要求較高，參與電力市場前需對虛擬電廠調(diào)節(jié)能力進行準入測試，將儲能聚合到虛擬電廠中，可以提高后者的調(diào)節(jié)能力和電力市場參與度。虛擬電廠中儲能主要有兩類配置模式。

一類是虛擬電廠運營商自投儲能，除了進行峰谷套利獲取收益外，還可以平衡虛擬電廠資源池波動、補充資源池調(diào)節(jié)能力、承擔虛擬電廠備用調(diào)節(jié)任務。另一類是企業(yè)自投儲能，接入虛擬電廠調(diào)度，主要考慮企業(yè)自身峰谷套利、降低需量電費、配套光伏自發(fā)自用等收益，在有富裕調(diào)節(jié)能力時接受虛擬電廠指令參與調(diào)峰、需求響應，獲取調(diào)度補貼，儲能投資主要考慮企業(yè)自身配置儲能經(jīng)濟性是否可行。虛擬電廠運營商自投儲能方面，儲能主要收益為零售市場（峰谷分時套利）

+批發(fā)市場（電力批發(fā)市場價格與零售中長期合約價差）收益。現(xiàn)貨開通后，按照山西經(jīng)驗，

虛擬電廠零售電價峰谷時段參考現(xiàn)貨，

儲能參與分時套利與現(xiàn)貨20|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究注：投資回收期為項目資本金的動態(tài)投資回收期，折現(xiàn)系數(shù)為5%。3.5.2

面臨問題與挑戰(zhàn)存在一定技術門檻。虛擬電廠技術難點在于電價預測和負荷電量預測，技術難度較高，技術不成熟存在批零倒掛以及被考核的風險。參與電力市場受限。虛擬電廠能夠參與的市場交易品種、調(diào)度次數(shù)有限，大部分省份未能常態(tài)化、規(guī)?；瘏⑴c電力市場，收益無法覆蓋成本。標準尚不健全。虛擬電廠若要參與電力現(xiàn)貨、調(diào)頻輔助服務等交易品種，其電網(wǎng)接入、調(diào)度管理、通信安全、可信調(diào)節(jié)能力等標準仍需進一步優(yōu)化。虛擬電廠中儲能回收成本困難。虛擬電廠配套儲能可以更好響應電網(wǎng)需求，但大部分省份運營商自投儲能回收成本困難，需要政策支持。新型主體地位未得到充分認可。虛擬電廠用戶與普通用戶承擔相同考核與分攤，需按新型主體特性單獨調(diào)整。3.6

充/換電站配儲充/換電站配儲主要通過儲存光伏發(fā)電系統(tǒng)產(chǎn)生的多余電能，以便在需要時供電或充電；或在電價低谷時充電網(wǎng)的電，在高峰時放出，實現(xiàn)峰谷套利。在一些變壓器容量不足的應用場景，增加儲能可以確保變壓器無超負荷風險，提高充/換電站的服務能力和收益。表3-7

典型省份虛擬電廠中儲能經(jīng)濟性省份廣東山西蒙西浙江甘肅零售市場峰谷電價差（元/kWh）0.890.390.390.910.14批發(fā)市場價格與零售中長期合約價差（元/kWh）0.10.10.10.10.1儲能投資回收期（年）7.7--7.6-時段重合，儲能每天可以一充一放。按照儲能配置規(guī)模1MW/2MWh

（單位投資1000元/kWh）

，每年充放電330次，

批發(fā)市場價格與零售中長期合約價差為0.1元/kWh，測算虛擬電廠中儲能經(jīng)濟性。廣東、浙江等東部地區(qū)峰谷價差較高，經(jīng)濟性較好，山西、蒙西、甘肅等地區(qū)峰谷價差較低，虛擬電廠中儲能經(jīng)濟性較差。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|

213.6.1商業(yè)模式2025年4月，交通運輸部、國家發(fā)展改革委、國家能源局等十部門聯(lián)合發(fā)布《關于推動交通運輸與能源融合發(fā)展的指導意見》（交規(guī)劃發(fā)〔

2025〕42號）

，2030年前對實行兩部制電價的集中式充/換電設施用電免收需量（容量）電費[12]

。目前部分充電站會根據(jù)電價、光照情況和客流量配置分布式光伏，

但配置儲能的比例較小。主要原因是充電樁通常采用市電電價加服務費形式收取充電費用，用戶充電50-60%都是在低谷電價時段，很少在高峰電價時段，儲能缺乏套利空間。新建充電樁多采用800伏、

1000伏平臺的超快充技術，高壓快充車型滲透率的提升和超充充電樁的普及，對電網(wǎng)帶來沖擊。預計未來電網(wǎng)變壓器容量不足的情況會明顯增加，因此需要配置儲能來實現(xiàn)變壓器動態(tài)增容，從而增加來自充電服務的收入，同時通過分時電價峰谷套利獲取部分收益。3.6.2面臨問題與挑戰(zhàn)儲能容量價值無法得到體現(xiàn)。目前集中式充/換電設施用電免收需量（容量）電費，儲能容量價值無法得到體現(xiàn)。峰谷套利困難。充電樁用戶充電50-60%都是在低谷電價時段，很少選擇高峰電價時段，儲能缺乏套利空間。超快充電動汽車占比較小。存量電動汽車大部分不支持2

0

0kW

以上超快充，即便超充充電樁數(shù)量增加，短期內(nèi)超充功能利用率不足，充/換電站配儲需求不高。3.7

國內(nèi)外分布式儲能商業(yè)模式對比發(fā)展形式方面，

國外居民電價明顯高于工商業(yè)電價，

分布式儲能以戶儲為主，且多與戶用光伏配套；國內(nèi)則是工商業(yè)電價明顯高于居民電價，分布式儲能以工商業(yè)配儲為主，主要為單獨配儲（不含分布式光伏）。財稅支持方面，美國加州、德國、澳大利亞等國家和地區(qū)對分布式儲能進行投資補貼、稅收優(yōu)惠等多種激勵政策，通過財政支持大幅降低了分布式儲能初始投資。國內(nèi)僅有一些市、區(qū)對分布式儲能進行額外補貼，對分布式儲能整體激勵力度較小。收益來源方面，國外戶用儲能主要與戶用光伏配套，由于美國、德國等國家居民電價較高，且一些用戶采用分時電價，戶用儲能經(jīng)濟性較好且收益穩(wěn)定。國22|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究表3-8國內(nèi)外分布式儲能對比類別美國加州德國澳大利亞中國發(fā)展形式戶儲為主，可通過虛

擬電廠參與市場戶儲為主，可通過虛

擬電廠參與市場戶儲為主，可通過虛

擬電廠參與市場工商業(yè)配儲為主，拓

展多種應用場景發(fā)展驅

動力儲能補貼、分時電

價、備用電源儲能補貼、高電價補貼政策、分時電

價、備用電源工商業(yè)分時電價收益結構光儲系統(tǒng)中儲能分時電價價差收益、備用電源價值、虛擬電廠收益光儲系統(tǒng)自發(fā)自用、多余電量上網(wǎng)、虛擬電廠收益戶用光儲自發(fā)自用或分時電價價差收益、備用電源價值、虛擬電廠收益工商業(yè)分時電價套利，探索其他應用場景收益模式參與市

場類別通過虛擬電廠參與電能量市場、容量市場為主通過虛擬電廠參與電網(wǎng)調(diào)頻、配電網(wǎng)高峰負荷管理、電能量時移套利等通過虛擬電廠參與電力批發(fā)市場、輔助服務市場(調(diào)頻)和本地電網(wǎng)服務參與需求響應為主，探索通過虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場、輔助服務市場規(guī)則財稅政策國家級ITC補貼（30%-

70%）+地方補貼免除增值稅+光儲充

補貼國家級稅收減免（最高可達3500澳元或系統(tǒng)成本的50%）+地方補貼或免息貸款一些市、區(qū)對分布式

儲能進行額外補貼收益穩(wěn)定性較為穩(wěn)定較為穩(wěn)定調(diào)頻市場收益具有一

定不確定性分時電價政策不確定

性較高經(jīng)濟性好好一般一些省份短期內(nèi)較好內(nèi)工商業(yè)儲能主要通過分時電價套利，部分省份經(jīng)濟性較好，但分時電價政策具有不確定性，存在電價差及充放電次數(shù)減小的風險。此外，國外電力供應不如國內(nèi)穩(wěn)定，居民需要儲能作為備用電源，在離網(wǎng)情況下進行供電。參與市場方面

，國內(nèi)外分布式儲能均主要以虛擬電廠的形式參與電力市場。美國加州虛擬電廠主要參與電能量市場和容量市場；

德國虛擬電廠主要參與電網(wǎng)調(diào)頻、電能量市場、配電網(wǎng)高峰負荷管理等；

澳大利亞虛擬電廠主要參與電力批發(fā)市場、調(diào)頻輔助服務市場和本地電網(wǎng)服務市場。國內(nèi)大部分省份虛擬電廠只能參與需求響應，

少數(shù)省份探索虛擬電廠參與調(diào)峰輔助服務、現(xiàn)貨市場等交易品種。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|23分布式儲能發(fā)展建議4.1

工商業(yè)配儲4.1.1

商業(yè)模式短期內(nèi)通過固定峰谷價差和需求響應獲取收益，中長期探索動態(tài)的分時價差套利、減少用戶容量電費、通過虛擬電廠參與電力市場等獲取多元化收益。4.1.2政策機制1

）現(xiàn)階段（

2025-2027年）合理拉大峰谷價差

。短期內(nèi)峰谷價差套利仍將是工商業(yè)配儲主要收益來源，建議峰谷價差較低的省份根據(jù)實際需求合理拉大峰谷價差。完善需求響應機制。合理設定需求響應補償費用水平，將需求響應分為日前需求響應和實時需求響應，給與實時需求響應更高的補償力度，體現(xiàn)分布式儲能靈活、快速響應的性能優(yōu)勢。提高政策持續(xù)性。建議工商業(yè)配儲大省在制定或修改分時電價或現(xiàn)貨政策時考慮工商業(yè)配儲的政策過渡需求，如通過細化分時電價峰谷時段、設定合理的浮動范圍等方式盡可能使工商業(yè)配儲保持較穩(wěn)定的收益。健全安全與技術標準。制定分布式儲能設計、施工、運維全流程安全規(guī)范，重點規(guī)范鋰離子電池的防火、防爆及退役管理。建立鋰電池儲能設備性能認證制度，對效率(≥85%）、壽命(≥10年）、衰減率(≤3%/年）等關鍵指標實施準入管理，淘汰低效落后產(chǎn)品。2

）電力市場完善階段（

2028-2030年）建立用戶分時電價的動態(tài)調(diào)整機制。在電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，推動根據(jù)現(xiàn)貨價格信號動態(tài)調(diào)整峰谷時段劃分；充分發(fā)揮電價信號作用，改善用戶用電特性，緩解電力供需矛盾、保障電力安全供應、提升電力系統(tǒng)整體利用效率。第四章24|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究合理評估儲能與負荷關系。儲能收益受企業(yè)用電量影響較大，如果企業(yè)經(jīng)營業(yè)績出現(xiàn)下滑，影響儲能成本回收。短期內(nèi)，在負荷經(jīng)營業(yè)績出現(xiàn)下滑時，允許儲能與其他負荷綁定或單獨參與市場，保障儲能收益。長期來看，建議允許用戶側儲能將容量分別與同一節(jié)點內(nèi)的不同負荷簽訂使用權，通過靈活的簽約比例，保障儲能的利用率。探索新型容量電費機制。當前用戶側兩部制電價的容量電費按變壓器容量或用戶最大需量來收取，

3年進行一次調(diào)整。隨著新能源滲透率越來越高，固定的容量電費政策不利于新能源消納，后續(xù)需考慮消納、保電等需求，制定更加靈活的容量電費政策，體現(xiàn)工商業(yè)儲能調(diào)節(jié)價值。4.2

分布式光伏配儲4.2.1商業(yè)模式短期內(nèi)源側分布式光伏配儲主要通過配合分布式光伏參與電能量市場獲取收益，荷側分布式光伏配儲主要通過減少分布式光伏棄電，在沒有棄電的時段通過峰谷電價套利獲取收益，中長期探索源側分布式光伏配儲聯(lián)合參與輔助服務市場以及綠電、綠證市場，荷側分布式光伏配儲參與電能量市場、輔助服務市場，以及合理評估其碳減排價值。4.2.2

政策機制1

）現(xiàn)階段（

2025-2027年）探索配儲的源側分布式光伏容量價值。建議根據(jù)分布式光伏配儲比例及發(fā)電曲線形態(tài)，評估儲能容量價值，允許分布式光伏參與發(fā)電側容量電價核定，給予配儲的分布式光伏更高的容量電價，體現(xiàn)分布式儲能平抑分布式光伏發(fā)電曲線的作用。推進分布式光伏參與電力市場?，F(xiàn)貨實現(xiàn)長周期運行后，建議降低參與現(xiàn)貨市場的市場主體功率等級門檻，推動分布式新能源以聚合或直接的方式參與電力交易或接受市場價格，引導分布式新能源用戶主動配儲。2

）電力市場完善階段（

2028-2030年）適當拉大現(xiàn)貨價差

。源側分布式光伏作為發(fā)電端，與工商業(yè)用戶電價相比，價差空間較小，經(jīng)濟性較差。建議完善現(xiàn)貨市場，放寬電力現(xiàn)貨市場限價，適當拉大現(xiàn)貨價差。分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究|25探索分布式光伏配儲環(huán)境價值。分布式光伏配儲代替?zhèn)鹘y(tǒng)能源，可以減少碳排放，建議合理評估源側分布式光伏配儲綠電、綠證價值以及荷側分布式光伏配儲碳減排價值，拓展其多元化收益來源。4.3

綠電直連項目4.3.1商業(yè)模式短期內(nèi)通過自發(fā)自用減少電費和體現(xiàn)綠電溯源價值，中長期在自發(fā)自用節(jié)省電費的同時，作為平衡單元參與大電網(wǎng)的平衡，通過與大電網(wǎng)交互獲取收益，同時探索綠電直連項目碳減排效益。4.3.2

政策機制1

）現(xiàn)階段（

2025-2027年）合理評估并網(wǎng)型綠電直連項目中儲能與負荷關系。在綠電直連項目運行超過5年后，若由于負荷經(jīng)營業(yè)績下滑導致新能源和儲能無法充分利用，允許綠電直連項目中新能源和儲能與同一節(jié)點下其他負荷綁定或單獨參與市場，保障新能源和儲能收益。加強綠電直連項目安全風險評估。綠電直連項目運營方如果沒有專業(yè)線路運營經(jīng)驗，存在安全隱患，建議加強綠電直連項目安全風險評估，同時加強后期運營過程中的專業(yè)運維及風險排查。強化財稅政策支持。鼓勵有條件的地區(qū)結合自身實際對綠電直連試點示范項目給予適當補貼，

提升綠電直連項目的經(jīng)濟性，

激勵項目提升自發(fā)自用電量比例。2

）電力市場完善階段（

2028-2030年）探索綠電直連項目參與大電網(wǎng)平衡。綠電直連項目作為平衡單元，建議在自身調(diào)節(jié)能力過剩的時段參與大電網(wǎng)平衡，通過與大電網(wǎng)交互獲取收益。探索綠電直連項目環(huán)境價值。加快推動電碳協(xié)同，將分布式新能源與分布式儲能的清潔價值通過碳市場交易變現(xiàn)，充分激發(fā)需求側碳減排潛力，體現(xiàn)綠電直連項目碳減排效益。26|分布式儲能發(fā)展商業(yè)模式研究4.4

臺區(qū)儲能4.4.1商業(yè)模式短期內(nèi)季節(jié)性需求通過電網(wǎng)租賃獲取收益，

長期需求通過分布式新能源租賃和電網(wǎng)購買服務的形式回收成本，中長期通過聚合參與電力市場，拓寬收益來源，同時探索臺區(qū)儲能環(huán)境價值。4.4.2

政策機制1

）現(xiàn)階段（

2025-2027年）分應用場景設計臺區(qū)儲能盈利模式

。不同場景對儲能需求存在較大差異，對于持續(xù)時間較短的季節(jié)性需求，采用電網(wǎng)租賃移動式儲能的方式，實