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分布式储能尚处于发展早期阶段，国内并无明确的分布式储能定义。本研究参考多份标准(如下表)，对分布式储能研究范围界定为接入电压等级35kV以下，功率规模≤6MW的储能系统。
2019年到2025年前三季度国内分布式储能累计装机规模从570MW增长至3638MW。相比于集中式储能，分布式储能单个项目较小，开发难度较高，整体增速不及集中式储能。但2024年以来，随着集中式储能的竞争日趋激烈，更多企业将目光投向分布式储能，分布式储能增速明显加快。
技术分布来看，截至2025年9月，锂离子电池占国内分布式储能装机的92.77%，铅蓄电池占比4.53%，液流电池占比1.47%，其他技术类型占比较小。
应用场景来看，截至2025年9月，国内分布式储能主要为工商业配储，占比达到68.70%;其次为电网侧分布式储能(包括变电站配储、台区储能等)，占比8.30%;新能源配储位列第三，占比7.09%。
各省来看，截至2025年9月，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能累计装机规模排名靠前。发达省份通常为购电省份，分时电价价差较高，且大型工商业用户较多，这有利于工商业储能实现分时电价套利。
美国加州户用储能发展的主要驱动力为储能补贴和净计模式的实施。补贴方面，《2022年通胀削减法案》规定对储能进行投资税收抵免(ITC)，可以抵免30%-70%(基础抵免为30%，符合本土制造、位于“能源社区”、位于“环境正义区”等要求的储能可获得10%-40%的额外抵免)的储能投资"。2025年5月的《大而美法案》对补贴期限进行了调整，根据最新政策，2026年开始建设的户用光储项目将不会再获得投资税收抵免。2023年起，加州的自发电激励计划为储能项目提供I50-1000美元/wh的补贴，这显著降低了户用储能的投资。2024年，加州户储补贴前的成本为1000美元/Wh，补贴后，加州户储的实际投资成本低于550美元/kwh。
收益来源方面，户用储能的收益主要为分时电价价差收益和备用电源的价值。2023年，加州将电费的净计量模式改为净计模式，光伏上网电价执行峰谷分时电价机制!，储能可以实现峰谷套利。南加爱迪生电力公司2024年分时率计划的峰谷电价差为0.24-0.4美元/kWh(峰谷电价差根据套餐类型不同有所差异)，按照峰谷电价差为0.24美元/wh计算，净计费模式下，光储系统的投资回收期(7-8年)相较单独光伏系统的投资回收期(8-9年)更短。
相比于户用储能，加州工商业储能只能获得ITC补贴，无法获得自发电激励计划的补贴。收益来源方面，工商业储能的收益主要来自分时电价价差收益和备用电源的价值，净计费模式对工商业光伏配储起到推动作用。由于工商业电价较低(2025年5月居民平均电价为35.03美分/wh，同期商业和工业平均电价分别为22.91美分/kWh和20.17美分/kwh)，因此加州工商业光储系统的经济性低于户用光储系统。以一个典型的工商业储能项目为例，项目投资为800美元/kwh，能够获得30%的ITC补贴，电价差为0.2美元/Wh，需要9.4年回收成本，比户用储能的投资回收期长。但美国主要的大型互联网公司或人工智能公司均加入了“RE100(100% Renewable Electricity)计划””，参加“RE100计划”的企业为达成100%使用可再生能源的目标，在加州积极购买可再生能源电力或通过建设新能源和储能实现绿电自供，促进了工商业用户光储系统的发展。
在虚拟电厂可以向电力公司售电或参与电力市场的地区，其经济效益受成本和收入情况影响。成本方面，包括项目实施和管理成本、虚拟电厂参与用户的获客成本以及参与用户激励。其中，参与用户激励是主要成本，激励方式包括一次性补贴、定期支付或按千瓦时支付等。收益方面，主要是电能量市场收益和容量收益。对于参与用户来说，安装储能可以获得虚拟电厂运营商提供的购买储能系统的奖励和接受调度的激励，以此提升储能经济性。
德国户用储能发展的主要驱动力为储能补贴和高电价。补贴方面，《2022年年度税法》规定购置户用光储系统免除增值税(约19%);对不超过30kw的单户住宅和商业物业屋顶光伏发电的收入免除所得税:;2023年9月，德国开始对光储充一体化系统提供补贴，其中光伏补贴为600欧元/kW，储能补贴为250欧元/kwh，考虑补贴后，光储系统成本降低50%以上。收益来源方面，德国户用光储系统主要通过自发自用获得收益。大多数零售商为居民提供统一的电价，由于电价近年来呈现上涨趋势，进一步提高了自发自用的经济性。德国联邦政府要塞求自2025敉粜年1月1日起，所有售电公司都必须给客户提供动态电价，动态电价与欧洲电力交易所(Fpex Spot)批发价格关联，储能的套利属性得以发挥。
根据德国联邦经济和气候保护部(BMWK)发布的“电力储能监测2024”“和课题组的计算，德国拥有电动汽车和热泵的典型家庭年用电量为9364kwh，采用固定电价0.4欧元/kwh，不安装光伏和储能每年电费为3745欧元。配置10kw光伏+9.8kwh储能后，超过50%的电量自给自足，同时能向电网反送电4644kwh(上网电价为0.08欧元/kWh)，每年节省电2298欧元。2024年德国10kW光伏+9.8kwh储能安装成本约2万欧元，免除增值税后约1.68万欧元，若采用户用光储充一体化系统还可以享受8450欧元的“电动汽车用太阳能”补贴，补贴后德国光储系统投资8350欧元，4.1年可回收成本。
德国对于大型工业企业免征可再生能源附加费，同时自2023年11月起，将税费从1.54欧分/kwh降至0.05欧分Wh，这种机制的设计主要是为了保障德国工商业企业在国际上的竞争力。2024年，德国工业电价为17.3欧分/kwh，同期居民电价为40.2欧分/kwh，工商业电价明显低于居民电价。此外，德国工商业储能无法享受光储充一体化补贴，工业储能和超过30kw的商业储能无法享受增值税豁免，超过100kw的光伏系统不享受固定上网电价，而是通过中间商(直接销售商)”销售电力。综合以上原因，德国工商业光储系统回收成本困难，经济性远低于户用光储系统。
德国虚拟电厂运营商主要分为独立虚拟电厂运营商、大型电力公司和新型市场参与者(如分布式能源设备制造商)。家用电池储能供应商Sonnen将拥有Sonnen储能电池的家庭用户聚合到虚拟电厂中，通过参与调频、电能量时移、配电网高峰负荷管理等市场获取收益。由于Sonnen为用户的储能电池提供10年或10000次掖犟趔循㞎迺緋庞瓮氧环质保，因此会在运行过程中尽可能将指令均匀地分配给虚拟电厂中的所有电池，以保证参与虚拟电厂的用户电池寿命不受明显影响。对于用户来说，容量为1lkWh的Sonnen电池每年收入约为100欧元，相对于8000-10000欧元的投资成本来说，收入较少四。
澳大利亚户用储能发展的主要驱动力为补贴政策、对供电安全的担忧和环境保护。补贴方面，2023年，澳大利亚启动家用电池税收减免，新安装的电池系统可享受不超过魔3500澳元或投资成本50%(以较低者为准)的税收减免。10kwh的储能系统投资为10000-14000澳元，税收减免后能够节省25-35%的投资成本。根据澳大利亚清洁能源委员会的数据，2023-2024年澳大利亚零售电价约为0.35澳元/kWh，2023年户用光伏平均上网电价为0.054澳元/kWh，在固定电价下，10kWh户用储能每年的收益为900-1000澳元，需要9.9年回收成本，虽然户用储能的投资回收期较长，但部分消费者出于能源安全和环境保护的角度考虑购买储能。近年来菥淶使用分时电价或需量电费的用户越来越多，这给储能提供了更多套利空间，使用分时电价的业主储能收益率有所提高，从而激励用户安装储能。
澳大利亚虚拟电厂主要以试验项目为主，运营商包括特斯拉、发电商AGT等，由政府提供补贴并进行监管。2020年南澳大利亚-维多利亚州的互联网连接故障及2021年燃煤电厂意外停产，提升了电网对调频的需求，进而促使虚拟电厂调频(FCAS)的市场收益大幅增加。但随着电网侧储能规模的快速增长，FCAS市场竞争加剧，虚拟电厂收入的不确定性变大。虚拟电厂的参与用户通常可以获得装机补贴(如表2所示)，收入来源主要包括电力批发市场、辅助服务市场(主要是调频FCAS)和本地电网服务市场，各州或地区不同，但总体而言，参与虚拟电厂可以明显提升户用储能经济性。
近两年，国家和地方层面出台了多项政策支持分布式储能的发展。国家层面，将虚拟电厂、负荷聚合商等纳入电力市场新型经营主体，推动分布式新能源入市、绿电直连等模式的发展，引导新能源按需配置分布式储能。地方层面，各省通过拉大峰谷差、规范虚拟电厂准入和完善需求响应补贴等方式引导分布式储能发展，广东、浙江、江苏等部分省市对分布式储能给予补贴。
国内分布式储能商业模式分析
工商业配储
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。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，在该模式下，储能运营商作为储能的投资方，占用业主的场地资源建设和运营储能系统，并与业主进行收益分成。
工商业配储的收益来源主要包括峰谷价差套利、容量电费的节省、需求响应以及参与电力市场(通过参与虚拟电厂)，同时配储还可以加强电能质量保障(应对电压波动、频率波动等)，但除峰谷价差套利外，其他途径目前的收益较少。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。
分布式光伏配储
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，部分场景还可参与需求响应和虚拟电厂等电网服务以获取增值收益。
1)源侧(全额上网)分布式光伏配储
《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格[2025]136号)提出推动风电和太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场四。文件实施后，源侧分布式光伏上网主要以市场化交易为主，其发电模式将类似集中式光伏，量价均难以保障。配建储能可以通过减少新能源弃电和减少在低电价时段发电的比例获得收益，分布式储能的收益将与峰谷电价差和充放电次数相关。
2)荷侧(自发自用)分布式光伏配储
荷侧分布式光伏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。
以浙江某大工业负荷为例，配置6MW的分布式光伏，单位投资2500元/kw，富余电量无法返送电网。
情景1:当不配储时，首年减少从电网购电5410.8MWh，首年节约电费474.8万元。按照投资商分成比例90%计算，分布式光伏动态资本金投资回收期(折现系数为5%)为4.6年。
情景2:当配置50%/2小时储能后，在有弃电时，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。光伏+储能首年减少从电网购电6273MWh，首年节约电费575.4万元，较不配储情景增加100.6万元。
绿电直连项目
根据国家发展改革委、能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源[2025]650号)及其解读，绿电直连项目分为并网型和离网型两类，并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面;离网型项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。在并网型项目中，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量
的比例应不低于30%，并需要不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%
1)并网型绿电直连项目
在并网型项目中，储能主要起到减少新能源弃电和协助用户实现绿电溯源的作用。有弃电时，储能储存新能源弃电，在高价时放出;无弃电时，储能在不增加最大需量条件下，进行峰谷套利。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，以下简称1192号文)，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，月度容(需)量电计算方法为:容(需)量电费=按现行政策缴纳的容(需)量电费+所在电压等级现行电量电价标准x平均负荷率x730小时x接入公共电网容量;其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。系统运行费暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡，暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益…。容(需)量电费变化与用户负荷率鐫谕漂屏虿屏緋竈氓遙鄖前涧樁爸似猡反在臏咧鹕鐫辘躋涌份平均负荷率相关，从而影响绿电直连项目经济性。
2)离网型绿电直连项目
以离网型绿电直连项目为例，采用光伏和构网型储能为负荷供电。根据负荷类型不同，配置储能容量规模通常为光伏容量的2-4倍。按照光伏单位投资2500元/kW，构网型储能单位投资1100元/kwh，10 kv电缆投资(5km)投资250万元，10kv变电站投资200万元。
离网型绿电直连项目可完全离网，可以节省容/需量电费，假设最大需量为3MW，若储能配置规模为100%/2小时可以完全满足用户用电需求，广东、河南和浙江投资回收期在10年以内。若储能配置规模为200%/2小时可以完全满足用户用电需求，典型省份投资回收期均在10年以上。
台区储能
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(如云南的采茶季，通常在三四月份，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。山东将台区储能聚合为“云储能”参与现货市场套利(电价差0.3-0.4元/kWh)，并获得容量补偿(40-50元/kW/年)，为台区储能通过电力市场获得收益提供了宝贵经验。
大部分场景下，单纯的给变压器扩容方案的成本要低于台区配储，以630kVA变压器为例，假设增容到800kVA，更换变压器费用为15万元，增加200kW/400kwh电化学储能可以起到同样效果，投资成本约40万元，明显高于变压器扩容。但是，对于末端扩容难的地区，传统方案的隐性成本(征地、线路改造、工期损失)急剧攀升，通过建设储能动态增容则更有优势，但成本无法进入输配电价，疏导困难。
虚拟电厂
虚拟电厂收益主要来自需求响应、电能量市场和辅助服务市场，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，除了进行峰谷套利获取收益外，还可以平衡虚拟电厂资源池波动、补充资源池调节能力、承担虚拟电厂备用调节任务。另一类是企业自投储能，接入虚拟电厂调度，主要考虑企业自身峰谷套利、降低需量电费、配套光伏自发自用等收益，在有富裕调节能力时接受虚拟电厂指令参与调峰、需求响应，获取调度补贴，储能投资主要考虑企业自身配置储能经济性是否可行。
充/换电站配储
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。在一些变压器容量不足的应用场景，增加储能可以确保变压器无超负荷风险，提高充/换电站的服务能力和收益。