据EESA统计，2025年5月我国新型储能项目投运共计107个，项目规模总计达7.315GW/18GWh，以项目容量规模口径分析，环比增长220%，同比增长150%。5月投运规模无论环比还是同比均有巨幅提升，系针对136号发布后所划分的“531”节点的抢装所致。

　　kaiyun发展历程

　　分应用场景分析，2025年5月电网侧储能装机6.07GW/14.74GWh，占我国总装机规模81.89%；电源侧装机0.97GW/2.53GWh，装机占比14.07%；用户侧装机270.846MW/727.418MWh，装机占比仅4.04%。可见5月网侧储能的装机异常强劲，抢装项目特色明显。

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　　据EESA统计，2025年5月源网侧储能项目投运共计69个，项目规模总计达7.05GW/17.27GWh，以项目容量规模口径分析，环比增加227%，同比增加165%。项目数量也较4月激增40个，作为“531”并网节点的5月，成为源网侧储能项目并网的集中月份。

　　各省份投运方面，云南省以3.3GW/6.65GWh投运规模位居全国第一，而新疆与青海紧随其后。而在云南省的装机应用场景中，全部项目为独立储能，另有华能集团的云南保山水长600MW/1200MWh巨型独立储能电站投运。新疆以0.93GW/3.181GWh投运规模位居第二，其中包括新疆昌吉0.2GW/1GWh全钒液流新型储能项目和和田金智洛浦0.25GW/1GWh独立储能电站两大GWh电站做项目支撑。青海则以0.53GW/2.21GWh投运规模位居第三，其中青海海南州铁盖、贡玛两储能电站作为光伏配储项目贡献了1.32GWh的装机。

　　综上，“136号文”中为存量与增量项目的所设定的6月1日政策节点设计触发了“抢装避险”的逻辑，新能源项目的存量与增量项目的电价机制差异使得新能源项目抢装并直接带动储能需求。另外独立储能作为新型储能装机的最主要主体，其份额正逐步扩大。

　　未来随着各省级配套政策为储能收益模式提供更多确定性后将更加促进独立储能的装机规模。储能的“531抢装潮”表面是政策取消前的末班车效应，深层反映行业对市场化转型的适应性调整，未来随着电力现货市场全国覆盖及绿电交易机制完善，储能将逐步摆脱政策依赖，将全面进入“市场驱动”的高质量发展阶段。

　　据EESA统计，2025年5月工商业储能项目投运共计38个，项目规模总计达270.846MW/727.418MWh，以项目容量规模口径分析，环比增长113%，同比增长8%。项目数量虽较4月有所减少，但整体规模有较大增加，可见大容量项目仍是未来最主要的赛道增长点。

　　各省份投运方面，内蒙、安徽和四川皆有大项目投运而排名前三，内蒙依靠和林格尔数据中心集群绿色能源供给示范项目（数据中心259.2MWh）、安徽依靠天能电池基地项目（100.5MWh）和四川成都蛟龙港双流园区的源网荷储一体化项目（200MWh），该三大项目占五月近77%的总容量规模。反观传统地区江浙粤，江苏投运规模环比下降近60%，广东环比下降超70%，仅浙江保持超40%增速。

　　设备商竞争格局方面，根据EESA数据可搜集到的项目设备供应商数据，珈伟新能（四川源网荷储项目）和天能电池（安徽天能园区项目）排名出货月度前二，阿特斯和敬业新能源排名三四。赛道虽较为分散，但上榜企业多数为知名企业，行业集中度正逐步增加。

　　综上，5月工商业储能市场仍保持增速，但传统省份的装机出现大幅下滑。江苏省因电价新政使得项目投资遇冷，各大投资方均选择暂时放弃江苏市场转而看向安徽市场。江苏的电价新政或将为浙江与广东两地提供价差调整模板，江浙粤三省的工商业储能投资将由“狂热期”转向“冷静期”，届时市场将逐步回归理性，高昂的居间费和不合理的分成比例将回归正常市场水平，同时更多有需求的垂直类场景将会被持续深挖，储能设备商也有望借助更多细分场景的特有需求维持高毛利从而避免低价竞争。

　　未来，工商业储能的价值将持续凸显，更多盈利模式也将不断出现，业主方、投资方、设备方和运营方等更多环节的参与方将逐步实现业务闭环，合作将更加紧密。返回搜狐，查看更多