近日，四川省發改委發布的《關于進一步完善新型儲能價格機制的通知》（川發改價格〔2025〕14號），明確2026年底前投運的用戶側儲能項目，兩年內新增容（需）量電費由全省統籌疏導，這也為工商業儲能打開了“裝機自由”的新空間。

據了解，容需量電費是用戶按變壓器容量或最大需量繳納的固定費用，占工商業用戶電費成本的15%-30%。在工商業儲能投資領域，變壓器容量不足導致項目無法落地的問題長期困擾著投資方與業主。而在用戶側儲能的成本結構中，因設備增容而產生的容（需）量電費一直是企業難以承受之重。

此次四川發布的新規明確規定：對于2026年12月31日前投運的用戶側儲能項目，投運后兩年內新增的容（需）量電費將由全省統籌疏導，這意味著四川成為首個明確用戶側儲能容量電費減免的省份，且力度空前（兩年全免），企業在這兩年內無需為儲能設備的增容額外買單，相當于享受了兩年的“電費假期”。以一座1MW/2MWh的用戶側儲能電站為例，免收兩年容需量電費可節省約60萬-100萬元，至少可以為儲能項目成本減負20%以上。

新規具體規則包括：

容量電價：以儲能設備專用變壓器新增容量確定；

需量電價：以當月最大需量時刻的儲能充電負荷為準，無數據時取相鄰時刻平均值；

充電側：獨立儲能充電時作為電力用戶參與市場交易，且不承擔輸配電價及附加費，進一步降低購電成本；

放電側：現貨市場運行前，放電價格參照煤電合約價，并與分時電價聯動，高峰時段收益顯著提升。

事實上，四川此次政策并非孤立創新。

早在2024年，四川就發布了《促進新型儲能積極健康發展通知》，簡化了儲能項目的并網流程。2025年年初，四川自貢市對經營性集中式充電設施實行“2030年底前免收容量電費”政策，成功推動了中國石油四川自貢銷售分公司等企業建成多個示范項目。此次價格機制的創新，更是為儲能項目提供了從“建設-并網-收益”的全鏈條支持。

值得注意的是，四川新規特別強調“用戶側儲能”，直指數據中心、工商業園區等高耗能場景，這是因為四川作為清潔能源大省，四川的水電占比超過了80%，卻長期面臨豐水期棄水、枯水期缺電的“季節矛盾”。隨著川渝共建項目加速推進和新能源裝機激增，電網調峰壓力陡增，所以四川此次出臺新規并非孤立之舉，而是與省內的能源結構及既有政策形成協同效應。

四川新規的本質，其實就是通過“降初始投資+拓收益渠道”的雙輪驅動模式，重構工商業儲能的經濟模型，激活社會資本參與儲能的積極性。如果這一政策在四川能夠取得顯著效果，不僅會加速本地儲能項目的落地和實施，還會引發其他省份的效仿和跟進，這也將為全國破解工商業儲能規?；y題提供一種“四川方案”。

值得注意的是，四川新規僅明確了兩年豁免期，此后新增容需量電費如何分攤，尚未明確。業內人士指出，若兩年后費用由用戶自行承擔，可能引發“政策斷崖效應”。對此，四川省發改委相關人士透露，未來將通過“動態調整+市場化分攤”機制，探索將部分費用納入輸配電價或綠電溢價分攤，確保政策平穩過渡。

多個省份調整分時電價

據CESA儲能應用分會產業數據庫不完全統計，2024年，全國用戶側儲能新增裝機2.67GW/6.35GWh，容量占比5.79%，主要集中在江蘇、浙江、廣東等省份。其中，華東地區用戶側新增裝機1.45GW/3.47GWh，容量超過全國用戶側的一半。而單獨配置的工商業儲能項目新增裝機容量約占用戶側的八成，儲充/光儲充/分布式光伏配儲/微電網等項目約占用戶側的兩成。

對于用戶側儲能電站來說，分時電價是決定其收益的主要因素。2024年，浙江、安徽、湖北、江蘇、河南、甘肅、黑龍江、山東、云南等省份均調整了分時電價政策，全年平均峰谷價差在0.7元/kWh以上的省份超全國的四成，目前全國已經有28個省份可實現兩充兩放。

由于多地陸續設置了午間低谷/深谷時段，并制定了季節性電價，冬季和夏季大部分地區執行尖峰/深谷電價，全國平均峰谷價差普遍高于春秋季。跟2023年比，雖然2024 年各地峰谷價差整體有所減小，但儲能系統成本下降較快，用戶側工商儲整體收益向好。

其中，廣東珠三角地區峰谷電價價差長期居國內首位（2025年3月達1.2843元/kWh），其分時電價設置雙高峰（10-12點、14-19點），支持儲能“谷充-峰放-平充-峰放”策略。以1MWh項目為例，兩充兩放模式下IRR可達15%，靜態回收期約5.4年。

浙江曾因尖峰電價取消導致價差縮窄（2024年下降超20%），但通過優化充放策略（如結合午間光伏低價充電），仍可維持收益。上海則依托高負荷密度和電價機制，成為華東地區儲能投資熱點。

在西南與中部省份，貴州、湖南等地憑借工業用電需求增長和政策傾斜（如貴州支持風光制氫項目電價），峰谷價差突破1元/kWh，吸引儲能項目布局，但需要注意當地工業負荷穩定性對實際收益的影響。

此外，海南作為島嶼微電網試點，儲能需求來自供電穩定性；西藏則依賴光伏配套儲能解決棄光問題，價差套利反而非核心收益來源。

數據中心儲能將爆發

2024年以來，人工智能的發展速度之快超乎大多數人的想象，從AI助手逐漸滲透日常生活，到AI大模型深入自動駕駛、智能制造、醫療健康、金融、能源等各行各業，人工智能的快速發展推動了全球算力需求及數據中心項目的顯著增長。

據中國信通院預測，在高、中、低三種方案下，2030年，我國數據中心用電量將超7000億、4000億和3000億千瓦時。預計從2023-2030年，數據中心在全社會用電量中的占比可能從1.6%增長到5%左右。

2025年2月10日，工業和信息化部等八部門印發了《新型儲能制造業高質量發展行動方案》，其中提到，拓展用戶側儲能多元應用面向數據中心、智算中心、通信基站、工業園區、工商業企業、公路服務區等對供電可靠性、電能質量要求高和用電量大的用戶，推動配置新型儲能。

在AI算力需求帶動下，越來越多的數據中心儲能訂單和招投標項目正浮出水面。據CESA儲能應用分會產業數據庫不完全統計，2024年以來，超1.8GWh數據中心/智算中心配儲項目更新了動態，其中包括備案、并網、招標、中標項目，總投資金額超70億元（部分項目含數據中心和光伏投資），分布在河南、廣東、廣西、湖北、青海、內蒙古等14個省市自治區。

2024年4月，云儲新能源科技有限公司以1.8億元的價格中標了“全國一體化算力網絡”和林格爾數據中心集群綠色能源供給示范項目64.8MW/259.2MWh磷酸鐵鋰儲能電池系統采購（含UPS不間斷電源、冷卻系統、環境監測、配電、消防、安防、照明、材料等），折合單價0.695元/Wh。該項目為呼和浩特和林格爾新區華電能源有限公司依托內蒙古樞紐和林格爾數據中心集群，開展的算電協同關鍵技術研究與應用示范。

2024年12月，中鐵十四局集團有限公司和柳州電力勘測設計有限公司聯合中標了廣西來賓市興賓區大數據中心及廣西來賓市興賓區400MW/800MWh獨立儲能電站EPC總承包，總金額高達36.3686億元。

2025年2月，永泰數能成功交付“數字西充·城市超腦”儲能項目，落地當地首個數據中心儲能項目，保障超腦AI穩定運行。“數字西充·城市超腦”是科大訊飛助力四川省南充市西充縣政府打造的智慧城市治理中樞，被認定為省級區域型數字化轉型促進中心。永泰數能為其量身打造了儲能解決方案，項目容量200kW/430kWh，配備2臺Smart 215 L 智能液冷工商儲系統，Smart 215 是永泰數能工商儲經典產品，該產品采用 All in one 設計，高度集成鋰電池、BMS、PCS、EMS等模塊于一體，可提供削峰填谷、電網調頻、電力擴容、備用電源等多種功能。

2025年2月，科大國創新能科技有限公司預中標了中國電信（安徽）智算中心儲能項目（一期）項目，該項目建設規模25MW/200MWh，合作分成期10年，按照約定比例享受收益，預算為37399.98萬元。

這些項目標志著儲能正從“備用電源”進化為“算力基礎設施的核心組件”。未來幾年，西部“風光大基地+數據中心+儲能”協同開發、東部“數據中心+源網荷儲”模式也將陸續出現，數據中心儲能將成為下一個爆發點。

表2024年以來追蹤的數據中心配儲項目

在海外，資本市場的反應更為直白。UPS行業以17%的年復合增長率逆勢攀升，預計2027年市場規模將達到870億美元，高盛分析師則用“數字時代的油田設備商”來形容數據中心儲能這個突然爆發的賽道。

目前，美國數據中心儲能的發展已經走在全球前列，如特斯拉的Megapack電池儲能系統已被應用于多個大型數據中心，包括谷歌、亞馬遜、微軟等大型云計算企業已承諾100%使用可再生能源，并正在探索數據中心與儲能系統的智能耦合，以削峰填谷，提高能源利用率。

美國特朗普政府也在近期宣布與軟銀、OpenAI和甲骨文合作開發一個價值1000億美元的人工智能數據中心，并計劃將投資擴大到“至少”5000億美元。該項目的一部分預計將由SB Energy(軟銀的子公司)開發的太陽能和儲能系統供電。

據國際能源署估算，2022年美國數據中心用電量約2000億千瓦時，約占美國用電量的4.5%，2026年將增至2600億千瓦時，占比提高至約6%，2023~2026年的年均增速為6.8%。美國電力研究所（Electric Power Research Institute）表示，隨著各大科技公司投入資金擴建計算中心，到2030年底時，美國數據中心的用電量可能翻倍，將占總發電量的9%。太陽能、風能、核能等清潔能源被視為緩解AI能源需求的主要方式。

2025年，海外工商儲將增長100%以上

相較于國內工商業儲能主要依靠分時電價峰谷套利，海外的微電網、光儲充、工商業儲能場景的應用更加多樣化，且難以標準化，這也給中國儲能企業出海帶來了很多機會。

2024年，比亞迪、陽光電源、奇點能源、精控能源、大秦數能、特隆美儲能等一大批工商業儲能企業紛紛加快出海步伐，部分工商儲企業海外營收甚至占比超過50%。多家工商業儲能企業預計2025年海外工商儲將迎來增速100%以上的增長，歐洲、北美等地區將是公司重點拓展的目標。

與過去以戶儲為主不同，2024年，歐洲大型儲能（大儲）項目裝機量首次超越戶用儲能，成為市場增長的主要驅動力。按照歐盟提出的“Fit for 55” 計劃和 “RepowerEU” 計劃，目標到 2030 年可再生能源發電量達到 40% 以上并進一步提升至 45%。

在地緣政治和極端天氣導致的能源短缺危機中，歐洲電價飆升，對歐洲制造業帶來了嚴重且直接的負面影響，隨著歐洲制造業企業的能源支出急劇增加，生產成本隨之攀升。數據顯示，2024 年德國工業用電成本同比上漲42%，企業利潤空間被大幅壓縮，歐洲能源密集型產業正面臨前所未有的成本壓力。

由于大型化、工商業儲能能夠更好地匹配可再生能源的大規模消納、降低能源成本、增強能源運營彈性，因此在歐洲能源轉型大趨勢中，需求日益迫切。據CESA儲能應用分會產業數據庫不完全統計，2024年德國工商儲和大儲新增裝機規模較之2023年均有所上升。2024年，德國工商儲新增裝機240MWh，同比上漲19.3%，市場占比4.21%。盡管規模尚小，但隨著工商儲經濟效益的提升和監管條件的改善，未來幾年德國工商儲裝機量有望大幅提升。

同時，歐盟出臺了《能源儲存建議》政策，旨在大規模促進能源儲存技術的部署，以支持可再生能源的集成和電網的靈活性，并提供了全面的政策監管框架，支持儲能電網整合，提高新能源供給穩定性，減少可再生能源的削減，這為工商業儲能系統的發展營造了良好環境。

歐洲各國政府也通過制定一系列激勵政策，例如稅收減免、提供補貼等，促進儲能技術的發展和應用?？傮w來看，歐洲市場在政策導向、電價波動及技術迭代等因素共同推動下，正從戶用主導轉向大型化、工商業化發展，據彭博新能源財經（BloombergNEF）預測，到2030年，歐洲累計工商業儲能項目將從2020年的0.7GW增加到8.8GW。

能為多應用場景提供定制化方案的企業更有優勢

值得注意的是，目前中國儲能企業出海仍面臨諸多挑戰，這些挑戰涵蓋了技術、市場、政策、文化等多個維度。

首先，技術標準和規范的差異要求企業必須適應目標市場的規定，包括電壓頻率、電網接入標準等技術適配性問題，可能需要企業對產品進行重新設計或調整。

其次，市場準入壁壘和保護主義政策，如高額關稅、配額限制等非關稅壁壘，以及耗時的認證和合規程序，都是企業必須面對的障礙。

其三，供應鏈管理的復雜性和品牌市場營銷的策略選擇，以及環境保護和社會責任的遵守，這些都是出海企業需要考慮的因素。

此外，由于工商業儲能的應用場景非常分散，包括工廠、商場、數據中心等，每個場景的需求各不相同。未來，能夠針對多種復雜應用場景提供定制化解決方案的工商業儲能企業將更有競爭優勢。