用户侧储能是指布局于终端用户端，落地在居民住宅、工业厂房等场景内的储能系统。当前，在新能源装机规模持续扩容、电网调峰调压需求大幅攀升的行业大背景下，储能已然从电力系统配套设施转变为电力体系不可或缺的基础核心资源。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年我国新型储能新增装机规模为64.6GW/196.5GWh，较之2024年同比增长52%（功率）/79.3%（容量）。
行业整体向好之下，用户侧储能发展势头强劲，增长势头领跑新型储能各细分领域。2025年，我国用户侧储能新增装机5.3GW/13.7GWh，同比增长96.5%（功率）/115.2%（容量），高于电网侧与电源侧储能新增装机增速，是新型储能领域增长最快的细分赛道。但受发展基数偏低影响，现阶段用户侧储能在新型储能新增装机中，占比偏小，只有8.2%（功率）/6.9%（容量）左右。
二、我国用户侧储能市场发展呈现出场景多元化、项目大型化、区域化连片、系统配置长时化特征
2025年，我国用户侧储能市场摆脱了早期零散发展的模式，逐步向规范化、规模化、多元化方向迈进，整体呈现出场景多元化、项目大型化、区域化连片、系统配置长时化特征。
场景多元化：当前，用户侧储能正加速向多元场景渗透，不再局限于传统的居民住宅、工业厂房，逐步延伸至数据中心、充换电网络、分布式光伏和园区综合能源系统等领域。2025年，国内分布式光伏配储、数据中心配储、储充/光储充新增装机功率规模占用户侧的比例分别达到12.7%、11.9%、7.3%，分布式储能已逐步演化为支撑新型负荷和分布式能源运行的关键基础设施，为不同场景的能源高效利用提供了有力保障。其中，数据中心作为高耗能场景，通过部署储能进行峰谷套利，降本效果显著，成为储能应用的重要场景之一。
项目大型化：2025 年以来，用户侧储能呈现明显大型化发展趋势，单体规模超 100MWh的大型项目落地数量持续攀升，成为拉动行业装机增长的核心动力。数据显示，2025年 1-10 月国内已并网用户侧储能项目总量超 1600 个，其中单体规模100MWh以上项目达24个，并网规模占比 26%；单体200MWh 及以上大型项目已有4个落地。虽此类大体量项目数量偏少，但装机体量突出，仅24个百 MWh 级项目便撑起行业近四分之一并网规模，彰显了大型化项目的核心拉动作用。
注：统计截至 2025年10月底。并网时间为全容量并网时间，部分项目存在分期并网的情况。
区域化连片：在2025年，区域化连片开发成为用户侧储能市场的全新发展亮点，行业开发模式由单点零散布局转向成片统筹推进，重点面向区县行政区域、产业开发区、大型工业园区及高速公路沿线统筹规划建设。这种开发模式能够实现资源优化配置，提升储能系统的运行效率和经济性，同时便于统一管理和运维。
数据显示，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。
系统配置长时化：随着新能源消纳需求的提升和电力系统调节要求的提高，2025年用户侧储能系统配置呈现明显的长时化趋势，熔盐储热、压缩空气储能和液流电池等长时储能技术应用明显放量，成为行业发展的重要方向。
数据显示，2025年我国熔盐储热新增装机1.4GW/8.8GWh，同比增长17.6%（功率）/66.8%（容量），占新型储能总装机的2.2%（功率）/4.5%（容量），成为除磷酸铁锂电池储能外的第一大技术路线小时及以上长时储能项目，主要服务于光热、风光大基地和电网侧调峰场景。液流电池储能新增装机1.1GW/4.7GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量），占比1.7%（功率）/2.4%（容量），其凭借强可扩展性、长循环寿命和高安全性等特征，正成为长时储能较具工程可行性的技术路线之一。
从整体装机结构来看，长时储能的占比持续提升。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025全年新型储能新增装机项目中，4h储能项目新增装机26.7GW/106.8GWh，占比高达41.3%（功率）/54.3%（容量）；4h及以上长时储能项目新增装机29.7GW/128.9GWh，占比高达46%（功率）/65.9%（容量）。这一数据表明，当前长时储能正逐步成为电力系统调节和新能源消纳的核心支撑。
根据观研报告网发布的《中国用户侧储能行业发展深度研究与投资前景预测报告（2026-2033年）》显示，随着用户侧储能朝着场景多元化、项目大型化、系统配置长时化方向发展，开发 400kWh+大容量工商业储能电柜产品、应用成本经济性更高的集装箱储能系统成为2025年用户侧储能产品解决方案的主要趋势。
如在大容量方面，在全部已发布的56款容量超过500kWh的工商业储能电柜产品中，近半数产品是在2025年发布。其中，基于314Ah电芯、采用2P260S配置的522kWh产品和采用1P416S的418kWh产品成为企业布局的主要方向，在功率方面可配置125kW或250kW的PCS，满足2小时或4小时放电需求。
以派能科技PowerCube-Z-522A液冷工商业储能一体柜为例，该产品采用“all-in-one”设计，单体容量522kWh，支持4台并联，采用314Ah电芯，基于2*1P260S模式成组，直流侧额定电压832V；Pack采用热电分离设计，配置航空级耐火材料和全氟己酮消防，交流侧可搭配125kW或250kW PCS，形成2小时或4小时系统，系统最大循环效率90%，适配多种控制策略，可实现远程故障诊断和升级。
在集装箱储能系统方面，目前已并网的单体容量超100MWh的大型用户侧储能项目普遍采用集装箱储能系统解决方案。特别是基于314Ah的5MWh集装箱储能系统解决方案，自2023年下半年推向市场以来，已广泛应用于新能源配储、独立式和用户侧等各个场景。
以中车株洲所5.X二代液冷储能系统（CESS-L5016）为例，该系统搭载314Ah电芯，通过416S12P方式成组，整舱容量5.016MWh，将高寿命电池、BMS、智能热管理系统、主动安全管理系统、智能配电系统集成于标准20尺集装箱，高度集成，全场景适配，适用于电源侧、电网侧、用户侧等中大型集中式储能场景。
在电气安全方面，采用多段物理隔离、四重熔断保护、强弱电分区设计；在消防安全方面，搭载主被动3S级消防管理系统，含舱级、PACK级探测和消防，配备定向泄爆装置和多级水消防设计，可快速抑制热失控。此外，系统采用云边端协同架构，实现全景数据实时监控，支持远程托管，可通过智能调度及智能运行管理，使储能电站运行维护工作量降低10%，故障预警准确率超过90%。
工商业场景是用户侧储能的核心赛道，厂房、园区、商超、医院、学校等多元场景的储能需求持续爆发。对于工商业用户而言，安装储能系统的核心价值聚焦于降本增效与供电稳定两大维度：通过低谷电价时段储电、高峰电价时段用电，可大幅削减电费支出；同时，参与电网需求响应可获取额外补贴，有效应对限电、停电风险，保障生产经营的连续性。
当前在政策驱动与市场演进下，工商业储能正加速走向市场化。政策方面：政策端持续优化顶层设计，为储能市场化发展扫清制度障碍。2025 年初 136 号文件落地，推动新能源发电量全面参与电力市场交易；年末电力中长期交易相关规则修订，取消市场化用户人为划定的分时电价限制。2026年1月，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114 号文）正式出台，首次从国家层面确立电网侧独立新型储能容量电价机制，宣告储能产业正式摆脱传统成本配套定位，迈入价值变现新阶段。
该机制落地后，储能项目可依托容量电价、电能量交易、电力辅助服务三大渠道构建多元稳定收益体系，大幅改善项目盈利水平，行业内部收益率有望由原先 3%-5% 提升至 6%-10%。业内普遍认为，此举预示着强制配储政策逐步退出历史舞台，储能行业正式迎来市场化运营元年。
截至2026年2月，全国已有15个省份发布虚拟电厂参与电力市场实施细则，12个省份出台配套中长期交易政策，为工商业储能参与现货市场、需求响应、容量租赁等多元收益路径提供制度保障。
市场层面：降本显著，电柜产品价格持续下探。资料显示，2小时工商业储能电柜的平均中标价从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%。
应用场景多元拓展，价值模式持续深化。除传统“峰谷套利”外，工商业储能正深度融入光储一体、绿电直连、虚拟电厂（VPP）、数据中心备用电源等高价值场景。
不过值得注意的是，工商业储能行业仍面临电价政策频繁调整带来的经济性波动风险。近三年，为适应电力供需形势变化，工商业分时电价机制进入密集调整期，而分时电价是决定用户侧储能 “削峰填谷” 收益的核心变量。
注：统计截至 2025 年10月底。*表示该地区的电价政策尚处于征求意见稿阶段。午间低谷时长调整指此前已有午间低谷电价，但新政中调整了午间低谷的时长。时序变化指峰谷平的先后顺序，不考虑对应时长的变化。浮动项变化数量“-1”表示参与浮动的项目减少一项。
