行业核心观点 - 在“双碳”目标驱动下，分布式储能作为构建新型电力系统的关键环节正迎来快速发展，其价值体现日趋多元，正从简单的“峰谷套利”向分布式新能源消纳配套单元和电网支撑调节微单元转变 [1][7] - 行业整体仍处于商业模式探索阶段，面临政策持续性不足、收益来源单一、安全标准与运维体系不健全、成本疏导机制缺失等挑战，需通过完善市场机制和配套政策来提升利用率及经济性 [8][9] 行业发展现状与规模 - 2019年至2025年前三季度，中国分布式储能累计装机增长了5倍以上，从570MW增长至3638MW [3] - 发展速度明显加快，主要得益于新型储能建设运营成本下降、分布式能源大量开发利用及一系列政策推动 [3] - 已形成六大应用场景：工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂、充换电站配储 [3] 主要应用场景分析 - 工商业配储：最为成熟，主要依赖分时电价套利，经济性受省份分时电价峰谷价差政策影响显著 [4] - 分布式光伏配储：分源侧（全额上网，参与市场交易）与荷侧（提升自发自用率和峰谷套利）两类 [4] - 绿电直连：分并网型（减少弃电和峰谷套利）与离网型（减少弃电和保障供电） [4] - 台区储能：以动态增容为核心，多为电网主导的示范项目 [4] - 虚拟电厂：通过聚合储能提升调节能力，参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场 [4] - 充换电站配储：聚焦变压器扩容与峰谷套利 [4] - 近期绿电直连、零碳园区、数据中心等场景拉动了快速发展，因新政策对绿电自用消纳率提出明确要求（如零碳园区要求直供比例原则上不低于50%）且对供电稳定等级要求高 [4] 市场驱动因素与收益模式 - 市场机制对用户侧逐步放开，收益多元化是关键因素 [5] - 通过将分布式储能聚合到虚拟电厂中，可参与现货、调频、备用等市场品种，提高单个项目收益 [5] - 供用电逻辑正从简单电量向电能质量转变，分布式储能（特别是台区储能）可通过提供更可靠的电能获取差异化服务费，实现成本回收 [5] - 未来分布式储能获利空间将进一步放宽，除通过虚拟电厂代理参与批发市场交易获取价差收益外，还可参与深度调峰或备用辅助服务获取收益 [7] 未来发展趋势（“五化”） - 市场化：投资将更加面向市场且多元化，参与主体包括新能源投资方、负荷侧企业方及证券、基金、信托等金融机构 [6] - 技术路线多样化：出于经济性、安全性需求，钠离子电池、全钒液流电池等路线将百家争鸣 [6] - 微网化：绿电直连政策出台后，属地局部电网布局广泛，分布式储能可在综合能源微网中发挥平滑作用，提高系统安全和稳定性 [6] - 便利化：装机容量较小，部署多采用临时性建筑设施，呈现模块化特征，具备快速安装、便捷维护、可移动和可扩容优势 [6] - AI化：通过将能源数据导入管控平台并结合AI部署，可预测未来负荷，实现微电网就地平衡和调节，并持续优化升级 [6] - 技术层面主要依托“AI+”实现更精准的负荷和电价预测，让充放电策略更贴近电价信号 [7] 发展建议与路径 - 2025-2027年：建议通过合理拉大分时电价峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障项目基本收益与安全运行 [8] - 2028-2030年：致力于深化电力市场改革，通过完善分时电价动态调整机制、推动参与现货市场、探索兑现容量价值和辅助服务价值，并挖掘其在绿电、绿证和碳市场的环境价值潜力，最终构建多元化收益渠道 [8]