用户侧新型储能市场总体表现 - 2025年10月中国用户侧新型储能装机规模同比保持增长，但环比出现回落 [2] - 10月用户侧储能新增装机243.56MW/488.22MWh，功率和能量规模同比分别增长38%和18%，但环比分别下降41%和46% [4] - 2025年前10个月国内新型储能新增投运装机规模累计达到35.8GW，同比增长36% [18] 用户侧储能市场结构特点 - 市场结构以工商业储能为主导，占比超过90% [3][5] - 10月工商业场景新增装机178.00MW/445.19MWh，功率和能量规模同比分别下降39%和51% [5] - 非锂电化学技术开始加速示范应用，一个2MW/8MWh工商业用户侧全钒液流电池储能项目建成投运 [3][6] 储能技术路线分布 - 新增投运项目均采用电化学储能技术，磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比达99% [6] - 出现磷酸铁锂+全钒液流混合储能示范项目投运，显示技术多元化趋势 [6] 区域市场格局分析 - 华中地区新增装机规模占比50%，主导10月新增装机市场，其中河南省占比超40% [3][8] - 华东地区新增投运项目个数最多，占比38% [8] - 广东新增投运储能项目个数最多，占比超20%，居全国首位 [8] 新兴市场增长动力 - 安徽、河南、四川新增备案项目300个，约占10月全国新增备案项目个数的三分之一，表现出较大市场需求和发展潜力 [13] - 河南已发布十四批次源网荷储一体化项目，合计650余个项目纳入实施范围，覆盖工业、农村、数据中心等10余个应用场景 [8] - 在能源绿色低碳转型和工业企业降碳、降本、保供需求驱动下，河南用户侧储能需求快速增长 [8] 备案项目市场趋势 - 10月全国新增用户侧备案项目规模和个数均高于去年同期，分别同比增长91%和4% [12] - 传统强省浙粤苏三省新增备案项目430个，同比下降41%，但能量规模同比增长37% [13] - 江苏新增备案项目规模继续领先全国，能量规模同比增长60%，单体项目平均规模增大趋势明显 [13] 电价政策与套利空间 - 15个省市峰谷价差超0.7元/kWh，7个省市峰谷价差超过1元 [15] - 广东珠三角五市、江门、惠州等部分地区最大峰谷价差继续保持在1.0元/kWh以上 [15] - 从最大峰谷价差及用户侧储能充放电次数（可达每年600次以上）来看，广东用户侧储能仍存在较大套利空间 [16] 收益模式与市场驱动 - 河南工商业分时电价调整后，峰谷价差拉大，高峰时段时长显著增加，更利于配置长时储能 [8] - 工商业用户通过虚拟电厂聚合后参与电网调峰获得相应补偿，多场景应急与调峰需求突出 [8][9] - 河南农村等新兴场景需求释放，"绿电+储能"模式正推动储能需求逐步释放 [8]