2025年中国用户侧储能市场分析：单月新增并网规模突破1GWh，中部地区快速崛起

用户侧储能作为我国储能市场中最先实现商业化应用的领域之一，自2017年部分企业通过"投资+运营"模式推动项目开发以来，始终保持着稳健的发展态势。2025年，在电力现货市场建设提速、"新能源+负荷"融合发展、算力基础设施建设持续推进的背景下，用户侧储能市场呈现出蓬勃发展的新态势。根据寻熵研究院的统计数据显示，2025年1-10月，我国用户侧储能项目的新增并网项目超过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经突破1GWh。这一系列数据表明，用户侧储能正在成为推动能源转型的重要力量。

一、市场规模持续扩大，项目呈现大型化、长时化新特征

2025年用户侧储能市场最显著的变化是项目规模的大型化趋势。根据寻熵研究院的追踪统计，在2025年1-10月已并网的超1600个用户侧储能项目中，单体规模超过100MWh的大型项目达到24个，在已并网规模中占比26%，其中单体规模超过200MWh的项目已达4个。这些大型项目主要布局于大工业用户，成为推动用户侧储能市场装机增长的主要力量。河南济源钢铁储能电站（80MW/240MWh）、阳江翌川金属储能项目（125MW/250MWh）、靖江特殊钢绿色低碳能源介质供给项目（120MW/240MWh）等一批百兆瓦时级项目的并网运行，标志着用户侧储能正在从传统的小型工商业应用向大型工业领域拓展。

与项目大型化相伴的是系统配置的长时化特点。在2025年新发布的储能产品中，大容量工商业储能电柜产品成为企业布局的重点方向。基于314Ah电芯、采用2P260S配置的522kWh产品和采用1P416S的418kWh产品成为主流选择，在功率方面可以配置125kW或250kW的PCS，满足2小时或4小时放电需求。派能科技推出的PowerCube-Z-522A液冷工商业储能一体柜，采用"all-in-one"设计，单体容量522kWh，支持4台并联，充分体现了长时化的发展趋势。这种配置不仅能够更好地满足削峰填谷的需求，也为参与电力市场交易提供了更大的灵活性。

区域化开发成为2025年用户侧储能市场的另一大亮点。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模式快速兴起。根据统计，2025年1-10月国内用户侧储能市场共计实施了8.9GW/20.1GWh采招项目，其中有3.8GW/8.2GWh项目都来自区域化项目，单体最大规模达到300MW/600MWh。这些项目主要分布于江苏、安徽、重庆、四川等地，其中江苏扬州、泰州、淮安、镇江等地的大型项目最为密集。泰州泰兴经济开发区储能项目（168MW/336MWh）、扬州江都经济开发区分布式储能电站（109MW/218MWh）、淮安工业园区绿色智慧储能电站（123MW/246MWh）等区域性项目的实施，标志着用户侧储能正在从单点布局向区域协同发展转变。

从应用场景来看，用户侧储能呈现出多元化的特点。除了传统的削峰填谷应用外，2025年用户侧储能在数据中心、高速公路、离网型微网、备用电源等场景中的渗透进一步加速。特别是在数字经济快速发展的背景下，数据中心储能应用呈现出快速增长态势。派能科技上海嘉定数据中心储能项目的成功实施，为数据中心行业提供了可靠的储能解决方案。该项目配置1.8MW/1.8MWh磷酸铁锂储能系统，通过峰谷电价差降低数据机房用电成本，同时具备25分钟的后备供电能力，充分体现了储能在保障数据中心供电安全方面的重要价值。

成本下降为用户侧储能的大规模应用提供了有力支撑。根据寻熵研究院的统计，2小时集装箱锂电储能系统的月平均中标价从2023年1月的1.487元/Wh下降到2025年8月最低的0.461元/Wh，降幅达到69%。工商业储能电柜产品的价格也从2023年4月最高的2.058元/Wh下降到2025年10月最低的0.610元/Wh，降幅达到70%。价格的快速下降使得用户侧储能项目的投资回报期显著缩短，为市场的快速发展创造了有利条件。值得注意的是，自2025年8月起，受供应链供需结构变化的影响，2小时集装箱锂电储能系统价格已经出现了一定程度的上升，这种价格波动需要市场参与者密切关注。

二、分时电价政策调整加速，项目经济性面临重构

2025年，工商业分时电价政策进入密集调整期，这对依赖峰谷价差套利的用户侧储能项目产生了深远影响。根据寻熵研究院的追踪统计，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，其中11个地区开始执行新的电价政策。这些政策调整主要表现在峰谷时序的调整、峰谷平时长的变化、新增或取消尖峰/深谷电价、峰谷浮动项和浮动比例调整等方面。

政策调整的核心方向是增加午间低谷时段、延长傍晚高峰时间、减少工商业电费浮动项构成、增加高峰和低谷浮动比例。截至2025年10月底，国内已有24个地区制定和实施了午间低谷电价政策，仅北京、重庆、四川（夏季）还在午间执行高峰电价。这种调整反映了光伏装机大规模增长后电力供需格局的变化，午间光伏大发时段需要通过低谷电价刺激用电需求，而傍晚光伏出力下降后则需要通过高峰电价抑制用电需求。

峰谷价差的变化直接影响到用户侧储能项目的经济性。从2023年至2025年11月，各地峰谷价差在0.0246~1.5371元/kWh的较大范围内变化，各月峰谷价差的均值出现在0.5844~0.8141元/kWh的区间。值得注意的是，2025年1-11月，峰谷价差≥0.7元/kWh的地区数量占比从2023年的55%下降到45%，特别是在多地开始执行新电价政策后的下半年，9-11月连续三个月峰谷价差≥0.7元/kWh的地区数量占比仅为36%。这种变化使得单纯依赖峰谷价差套利的商业模式面临挑战。

政策调整对各地用户侧储能项目经济性的影响存在明显差异。在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，共有浙江、江苏等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，其中浙江、江苏、贵州用户侧储能项目经济性下降超过30%。而天津、安徽等5个地区则成为政策调整的受益地区，用户侧储能项目的全年收益显著提升，其中天津、安徽的收益分别提升了61%和36%，江西、河北南的提升幅度也都超过了20%。

这种差异背后反映的是各地电价浮动项和浮动比例的变化、峰谷时序调整的共同作用。随着各地现货市场相继进入连续结算试运行阶段，发电侧上网电价/代理购电价逐渐开始按照市场价格结算，电度输配电价、上网环节线损折价、政府性基金及附加、系统运行费等工商业电价构成项不参与分时浮动正在成为大势所趋。截至2025年10月底，在各地最新执行的电价政策中，仅有代理购电价一项参与分时浮动的地区已达19个。由于输配电价单价普遍在0.1元/kWh以上，因此其浮动与否对于用户侧电价的实际峰谷价差会产生较大影响。

面对电价政策的变化，用户侧储能项目需要探索新的盈利模式。虚拟电厂参与电力市场、需求响应、辅助服务等多元化收益渠道将成为项目经济性的重要补充。同时，项目规划设计阶段需要更加注重电价政策的敏感性分析，充分考虑政策调整可能带来的风险，提高项目的抗风险能力。

三、区域市场格局重塑，中部地区成为增长新引擎

2025年用户侧储能市场发展的另一个显著特点是区域格局的重塑。传统上，江苏、浙江、广东是国内用户侧储能市场发展最早的地区，自2021年至2025年10月，三地已并网用户侧储能项目规模分别达到6.3GWh、4.4GWh和3.7GWh，在项目数量和总规模方面均遥遥领先。这背后是峰谷电价差大、业主企业负荷条件好、开工率高、地方政策支持等多重因素共同作用的结果。

江苏省自2023年起超越浙江，成为国内最大的用户侧储能市场，呈现出中小型工业企业和大工业用户项目齐头并进的局面。根据寻熵研究院的统计，江苏已并网的单体规模在百MWh级的用户侧储能项目已有8个。2025年1-10月，江苏已并网的用户侧储能项目规模达到1GW/2.4GWh，继续保持市场领先地位。广东省是2025年1-10月已并网项目数量最多的地区，并网项目超过330个，总规模0.7GW/1.5GWh。阳江翌川金属125MW/250MWh用户侧储能电站的并网，使广东拥有了国内已并网单体规模最大的用户侧储能电站。

浙江省作为国内用户侧储能市场的先行者，项目布局呈现出独特特点。浙江用户侧储能项目主要布局在小型金属和非金属加工、纺织、印刷等行业，因此整体呈现出项目数量多、单体项目规模小的特点，项目以工商业电柜为主要应用形式。2025年1-10月浙江已并网用户侧储能项目规模0.6GW/1.3GWh，中小型工业企业项目占比高达79%。这种分布特点与浙江的产业结构和经济发展模式密切相关。

2025年最值得关注的市场变化是中部地区的快速崛起。河南、安徽、四川、湖南、河北等地凭借本地的政策支持、相对有利的电价政策、丰富的大工业用户基础，实现了用户侧储能市场的快速发展。河南省成为2025年发展最快的用户侧储能市场之一，上半年还曾是国内用户侧储能市场的半程冠军。2025年1-10月，河南仅86个已并网用户侧储能项目，规模就达到0.7GW/1.7GWh，平均项目规模显著高于其他地区。安徽省作为新兴市场，2025年1-10月已并网用户侧储能项目规模0.5GW/1.1GWh，其中大工业用户侧的项目占比57%，汽车、电池和光伏制造、化工等行业都是项目布局的重要行业。

政策环境的变化也对区域市场发展产生重要影响。2025年以来，各地对于用户侧储能的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。根据寻熵研究院的统计，截至2025年10月底，安徽、广东、浙江、江苏、重庆、河南、四川、湖南、上海、陕西、贵州、辽宁等省市下辖的37个地市和区县政府已经发布并实施了针对储能电站建设运营的补贴政策。上海、陕西西安、贵州是2025年新增实施补贴政策的主要地区。而浙江、广东等传统重点地区的补贴政策大多已经到期或即将于2025年底到期。

标准规范体系的完善为用户侧储能市场的健康发展提供了保障。2022年以来，已有17个地区相继出台了35项管理办法、技术导则和地方标准，明确各类储能项目的备案、设计、建设、调试、并网验收等一系列流程。2025年1至10月制定发布的政策和标准就达到20项，这些规范的实施将推动用户侧储能项目建设运营的标准化和规范化。

四、新兴应用场景不断涌现，商业模式持续创新

在传统削峰填谷模式面临挑战的背景下，用户侧储能的应用场景正在不断拓展，虚拟电厂、绿电直供、绿色数据中心等新兴应用场景为市场发展注入了新的活力。2025年4月国家发展改革委发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，为虚拟电厂发展指明了方向，强有力地推动虚拟电厂发展。根据寻熵研究院的统计，截至2025年10月底，国内已有17个省发布了虚拟电厂专项政策，特别是在国家级指导意见发布后，各地进入了政策密集发布阶段。

虚拟电厂为用户侧储能参与电力市场提供了重要途径。目前，国内已有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北等六地实现了现货市场正式运行；安徽、江苏、福建、南方区域（云南、贵州、广西、海南）、新疆、宁夏、陕西、青海、河北南网、河南、江西、湖南、重庆、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东等地都已经进入了连续结算试运行阶段。在已开展现货市场结算试运行的地区中，18个地区已明确了虚拟电厂参与现货市场的方式和结算机制。这种市场环境的完善为用户侧储能通过虚拟电厂形式参与市场交易创造了条件。

绿电直连直供模式成为用户侧储能应用的另一个重要方向。2025年5月和9月，国家发展改革委先后发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》和《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，对绿电直连直供项目的实施模式、责任权属、源荷匹配等都予以了明确。《通知》明确提出并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力。这一政策导向为"新能源+负荷+储能"融合发展模式提供了有力支持。

中车株洲所江苏靖江特钢120MW/240MWh项目是绿电直连直供模式的典型案例。作为国内钢铁行业首个构网型风光储一体化微网示范项目，该项目在园区侧部署120MW/240MWh构网型储能系统，将园区电网构建为"可自治、可并网、可切换"的韧性架构，与36MW分布式光伏及16.8MW陆上风电供能系统融合，实现零碳绿电供应。项目每年可提供0.75亿千瓦时的绿电，降低碳排放6.24万吨。构网型储能技术的应用，使项目能够主动生成稳定电压与频率，在炼钢大负荷设备启动等冲击工况下实现20ms内快速响应，充分体现了储能在提升绿电消纳率方面的重要价值。

绿色数据中心建设为用户侧储能带来了新的市场机遇。在数字经济与"双碳"目标深度融合的背景下，绿色低碳已经成为数据中心和算力产业的重要组成部分。《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》明确提出，到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。这意味着，由"新能源+储能"构成的绿色微网体系将成为国家枢纽节点新建数据中心的重要能源供给方式。

2025年以来，受到人工智能大模型概念的带动，人工智能数据中心（AIDC）需求快速增长。AI服务器的功耗和算力密度远超传统服务器，AIDC单机柜功率密度达到12~100kW，远超传统IDC的2-10kW，这对供配电和散热系统提出更高要求。与此同时，AI模型计算密集阶段和通信密集阶段的功率差异巨大，带来负荷波动进一步加大。目前数据中心电源正在从原来UPS为主的交流供电系统，向800V直流供电系统演进，这种技术变革为储能在数据中心中的应用提供了新的机遇。

派能科技上海嘉定数据中心储能项目的成功实施，展示了储能在数据中心领域的应用潜力。该项目配置1.8MW/1.8MWh磷酸铁锂储能系统，通过模块化设计实现快速安装和运维，仅3个工作日即完成安装调试全面投运。锂电储能系统相比传统铅酸电池具有占地面积小、使用寿命长、运行温度范围宽等优势，可以有效降低数据中心PUE指标，同时通过峰谷电价差降低用电成本。该项目每年可减少约20万元电费支出，体现了储能在数据中心领域的综合价值。

以上就是关于2025年中国用户侧储能市场的分析。从市场规模来看，2025年用户侧储能继续保持快速增长态势，项目大型化、长时化、区域化特征明显，中部地区市场快速崛起，区域格局正在重塑。从政策环境来看，分时电价政策的密集调整使得项目经济性面临重构，虚拟电厂、绿电直供等新兴应用场景为市场发展提供了新的机遇。

编辑：666知识控