据碳索储能网统计，2025年12月，全国储能项目并网规模达62.52GWh，创全年新高。

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数据显示，2025年12月储能并网规模呈断崖式领先，较11月的11.56GWh，环比暴涨了441.01%。

值得注意的是，并网规模并非均衡分布在各省，而是呈现极度的“单极集中”特征。

从各省并网规模分布来看，内蒙古12月并网的储能项目独占42GWh，总量占比67.74%，超过11月全国储能项目并网的总量的3倍。

内蒙古“并网热”由政策窗口收缩直接推动。内蒙古自治区能源局明确，对2025年6月底前开工、年底前投产的独立新型储能电站给予0.35元/千瓦时放电补偿，补偿期10年。2026年独立新型储能补偿标准下调至0.28元/千瓦时，且项目建成2年内不得变更投资主体，日内全容量充电不超过1.5次。

每千瓦时0.7元的容量补偿价差，促使存量项目赶在年底前并网。但是，对于投资方而言，虽然锁定了10年的稳定收益，但未来的“投资主体锁定”政策，也对其长期持有，并深度参与电力现货市场交易的能力提出了挑战。

新疆并网规模8.705GWh，位列第二梯队。其中新能源配储项目占比最大，规模1.825GWh。如由三峡集团建设的新疆吉木萨尔全钒液流储能电站，该项目规模200MW/1000MWh，时长5小时，技术路线采取全钒液流技术，可见长时、安全、耐久的储能技术正在获得央企巨头的实质性背书。

甘肃及河北位列第三梯队，并网规模2.9GWh，其中，共享储能占1.9GWh，包括民乐县二期350 MW/700 MWh独立储能电站、羊台山300 MW/1200 MWh独立共享储能电站等。

甘肃作为“西电东送” 的送端之一，是典型的新能源高占比、外送需求大。由网侧独立储能直接接入主干网，服务多个新能源电站与用户。相比分散式配套储能，共享模式的资产利用率与调节效率更高，更契合区域电网的集中调度需求。

区域市场的差异化探索已见成效的同时，行业在储能时长方面也达成了共识。

12月的并网项目中，4小时储能已成为并网的主力，容量占比高达74.72%。

在4小时以上项目中，既有时长6小时，总规模超过3GWh的大型独立储能项目，如包头威俊50万千瓦/300万千瓦时电网侧独立储能示范项目，也有时长4.5小时的工商储项目，如安徽美顺新能源技术有限公司5.92兆瓦/27.164兆瓦时储能项目。可见技术迭代下，长时储能的配适应用场景已经不断完善。

12月，海博思创新增储能并网/投运项目规模以绝对优势位居第一。TOP20榜单，也一改央国企“独大”的局面，远景、星远、星辰、国轩高科、赣锋锂业等企业纷纷上榜。

可以看出，海博思创的并网成绩，在于其对区域的精准布局。内蒙古作为风光大基地配套储能的核心区域，释放了大量电网侧独立储能需求，海博思创绑定了内蒙古多个超大型电网侧独立储能项目，如包头威俊、包头博汉等6小时长时储能项目，这些项目单体容量高达3GWh，直接推高了其并网规模。

技术路线上，完美契合当前长时储能的行业风口。海博思创搭建的储能系统不仅搭载587Ah大容量电芯，也配置其自主研发的第二代储能变流器（PCS），满足了长时放电场景下的高可靠性和高安全性要求。