2025年11月中国用户侧新型储能市场核心观点 - 2025年11月，中国用户侧新型储能装机规模同比大幅下降，但月度新增备案项目需求高于去年同期，市场结构呈现显著调整，新兴市场增长动力强劲 [2][3] 用户侧储能装机规模与结构 - 11月用户侧新增装机185.27MW/555.83MWh，功率和能量规模同比分别下降67%和57%，能量规模环比增长16% [3] - 工商业应用场景占据绝对主导地位，新增装机163.9MW/541.3MWh，占用户侧总装机规模的近90% [4] - 新增投运项目均采用电化学储能技术，其中磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比超过99% [4] - 长时储能技术加速落地，当月有一个8小时202MWh锂电工商业储能项目和一个8小时2MWh全钒液流电池储能项目建成投运 [4] - 浙江最大数据中心用户侧储能项目投运，AIDC及智算中心发展推动用户侧储能需求增长 [4] 用户侧储能区域分布 - 新增投运项目分布在福建、广东、河北、安徽、浙江等11个省份 [7] - 华东地区是11月新型储能装机主导市场，新增装机规模占比达52%，项目个数占比39% [7] - 福建省新增装机功率规模最大，占比超过25%；河北省新增装机能量规模最大，占比40% [7] - 广东省新增投运储能项目个数最多，占比超18%，居全国首位 [7] - 福建省因高耗能产业集中、应用场景多元深化、本地产业链配套完善及金融政策支持，用户侧储能市场增长空间广阔 [7] 峰谷电价情况 - 广东省珠三角五市、江门、惠州等部分地区最大峰谷价差保持在1.0元/kWh以上，最大价差达1.2734元/kWh，较去年同期上升7.1% [10] - 全国有17个省市峰谷价差超过0.7元/kWh，其中8个省市超过1元/kWh [10] - 11月多地不再执行迎峰度夏期间的尖峰深谷电价，仅广东、山东、冀北、河北南、湖北、新疆6个地区执行尖峰电价，仅山东、河北南、江西执行深谷电价 [10] 用户侧储能备案项目分析 - 11月全国新增用户侧备案项目总规模和个数均高于去年同期，分别同比增长8%和5% [11] - 浙江、广东、江苏等传统市场备案热度较去年同期下降，三省合计新增项目497个，同比下降47%，能量规模同比下降7% [11] - 江苏省新增备案项目规模稳居全国首位，项目单体平均规模约为去年同期的2倍，市场开发模式正从小规模、分散式向大规模、集中式转变 [11] - 安徽、河南、四川等新兴市场表现突出，新增备案项目440个，同比大幅增长89%，环比增长47%，市场占比约为全国的38%，较10月提高5个百分点，正成为拉动全国市场增长的新引擎 [11] 新型储能项目整体情况 - 2025年11月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计3.51GW/11.18GWh，功率和能量规模同比分别下降22%和7%，环比分别大幅增长81%和180% [14] - 前11个月累计新增装机规模达到39.5GW，同比增长28%，考虑到“12.30”投运节点前可能出现集中并网，预计今年全年新增装机规模有望超过去年 [14]