国家能源局的数据显示，截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，比2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超过40倍。平均储能时长2.58小时，比2024年底增加0.30小时。
84%的增速很快，但更值得看的是增长落在哪里、以什么方式落。
华北、西北是主要增长区
分地域看，华北地区已投运新型储能装机占全国32.5%，西北占28.2%，华东14.4%，南方13.1%，华中11.1%，东北0.7%。过去一年，华北、西北是主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦和1966万千瓦，分别占全国新增的35.2%和31.6%。
这个分布与新能源资源分布有关。华北、西北风光资源集中，新能源装机增长快，对调峰、调频和消纳的需求也更迫切。储能先建在电源侧和电网关键节点，逻辑上说得通。
分省份看，新疆新增1023万千瓦，内蒙古新增1003万千瓦，云南613万千瓦，河北569万千瓦，山东404万千瓦。累计装机前三的是内蒙古2026万千瓦、新疆1880万千瓦、山东1121万千瓦；河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东8个省区装机超过500万千瓦。
大型化、长时化、独立化
截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比72%，比2024年底提高约10个百分点；4小时及以上项目装机占比27.6%，提高约12个百分点。单站规模在变大，储能时长在变长。
应用场景上，独立储能2025年新增3543万千瓦，累计装机占比51.2%，比2024年底提高约5个百分点。独立储能不依附于单一电源，可以参与调峰、调频和现货市场，商业模式比新能源配储更灵活，但也更依赖电力市场规则。
技术路线仍然高度集中：锂离子电池储能装机占比96.1%，压缩空气、液流电池、飞轮电池等合计3.9%。这说明新型储能的高增长，目前主要是锂电池储能的高增长；其他技术路线有示范和突破，但还没有改变装机结构。
调用水平提升，但收益模式仍在磨合
2025年全国新型储能等效利用小时数1195小时，比2024年提升近300小时；国家电网经营区1175小时，南方电网经营区1294小时。调用增加，说明储能在促进新能源消纳、保障电力系统安全方面的作用在增强。
但装机规模不等于实际收益。独立储能的收入取决于峰谷价差、辅助服务补偿、容量租赁和现货市场规则；不同省份差异很大。84%的装机增速，是产业扩张的证据，不是所有项目盈利的证据。下一步要看“十五五”实施方案怎么定，以及电力市场能不能给储能稳定的价格信号。