2025年中国用户侧储能市场发展状况总结
市场发展规模
2025年1-10月，中国新增并网的用户侧储能项目超过1600个，装机规模达到5.6GW/12.4GWh，项目数量和装机规模同比分别增长26%和86%。单月平均新增并网规模已超过1GWh，在已并网项目中的装机占比达到14%。
市场发展新特点
- 场景多元化：市场从传统的工商业领域扩展到数据中心、高速公路、离网型微网、备用电源等场景。
- 项目大型化：单体规模超过100MWh的大型项目数量大幅增加，成为推动市场增长的主要力量。2025年1-10月已并网单体规模超过100MWh的项目共24个，占比26%。
- 系统配置长时化：面向区县、开发区、大型产业园区或高速公路沿线实施区域化用户侧储能项目开发成为一大亮点，单体最大规模达到300MW/600MWh。
- 中部地区快速崛起：河南、安徽、四川、湖南、河北等地凭借政策支持、有利电价政策、丰富的大工业用户基础，实现市场快速发展。
成本价格情况
- 集装箱储能系统：成本优势明显，推动用户侧大规模应用。2小时集装箱锂电储能系统月平均中标价降幅达到69%。
- 工商业储能电柜：产品得到广泛应用，2小时工商业储能电柜的平均中标价降幅达到70%。
产品趋势和特点
- 交直流一体化电柜：占比69%，成为市场主流产品。
- 场景化产品：针对光储一体化应用、储充一体化应用的产品成为企业布局的新方向。
- 大容量工商业储能电柜：开发400kWh+大容量工商业储能电柜产品成为主要趋势。
- 集装箱储能系统：应用成本经济性更高的集装箱储能系统成为主要趋势。
分时电价变化趋势及其对项目投资的影响
- 政策调整：2025年1月至10月，国内已有14个地区发布了新的工商业分时电价政策或征求意见稿。
- 峰谷价差变化：各地峰谷价差在0.0246~1.5371元/kWh的较大范围内变化，2025年前11个月峰谷价差≥0.7元/kWh的地区数量占比下降至45%。
- 浮动项和浮动比例变化：输配电价单价普遍在0.1元/kWh以上，不参与分时浮动的地区已达19个。
- 峰谷时序和时长的变化：午间低谷电价政策在24个地区制定和实施，傍晚高峰电价时长延长，上午高峰用电时段调整为平段。
- 对项目投资经济性的影响：2025年1-10月发布过工商业电价新政/征求意见稿的14个地区中，9个地区的用户侧储能项目连续12个月充放电套利的收益出现下降，5个地区则有所提升。
主要区域市场发展状况和政策环境分析
- 江苏、浙江、广东：国内用户侧储能市场发展最早的地区，2021年至2025年10月已并网用户侧储能项目规模分别达到6.3GWh、4.4GWh和3.7GWh。
- 中部地区：河南、安徽、四川、湖南、河北等地市场快速发展。
- 政策环境：各地新制定的储能补贴支持政策明显减少，规范项目的备案、设计、建设、调试、并网验收成为工作的重点。
用户侧储能应用的新场景和新机会
- 虚拟电厂：国家发改委发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，推动虚拟电厂发展。虚拟电厂将逐步参与到现货市场和辅助服务市场。
- 绿电直连和绿色供电：围绕工业园区和高能耗企业的绿电直连直供模式成为促进新能源项目建设和就地消纳的重要方向，推动“新能源+负荷+储能”融合发展。
- 绿色数据中心：逐年提升数据中心可再生能源利用率成为重点任务之一。储能成为保障数据中心绿电稳定供应的重要解决方案，AI数据中心需求快速增长，储能在数据中心中的应用有望进一步提升。
中国用户侧储能市场发展展望
预计2025年全年用户侧储能市场新增装机有望达到6.8GW/15.2GWh。未来市场发展将面对风险与机遇并存的局面，如何摆脱对于工商业电价政策的高度依赖，如何在用户侧主体和虚拟电厂全面入市、新能源与负荷融合发展的大背景下寻找市场发展之机，都将成为影响未来用户侧储能市场走向的关键。
