北极星储能网讯：2025 年 6 月，内蒙古 " 三天开工 24.8GWh" 的储能狂飙节奏曾让全行业侧目。一年之后，内蒙古电力集团一次启动 6 个项目、8GWh 的招标大单再度成为市场焦点。

内蒙古储能规模仍在扩张，但这片土地上的储能叙事正在发生微妙的转向……

量级还在冲、54GWh 建设清单储备充足

2025 年是内蒙古储能产业的 " 井喷之年 "。截至当年底，全区累计发布四批次自治区新型储能项目清单，纳入项目 43 个，规模合计 17.95GW/77.4GWh。

进入 2026 年，增长势头更加强劲。仅上半年，内蒙古便对外发布两批次自治区新型储能项目清单，共纳入项目 53 个，总规模 13.7GW/54.8GWh，占 2025 年全年的 70%。

从两批次储能项目容量分布来看，全区 12 个盟市均有项目落地，且全部实现 2GWh 以上规模布局。阿拉善、呼和浩特、呼伦贝尔以 8.8GWh、7.6GWh、5.2GWh 的规模领先全区，三地承接上半年度近 40% 储能指标，成为项目落地核心承载区。

除自治区建设清单外，内蒙古储能项目备案规模同样处于高位。据北极星储能网不完全统计，上半年自治区完成储能项目备案 13.5GW/52.5GWh，投资金额达到 506 亿元。

这些数字放在全国任何一个省份，都是断层式的领先。

多元业主纷纷入场、头部企业不断加码

自 2024 年至 2026 年上半年，内蒙古累计分 9 批次释放新型储能项目建设清单，规划容量合计 44.62GW/190.16GWh。持续释放的储能指标吸引全产业链企业加码布局，市场参与者不断扩容，竞争格局出现明显分层。

回顾 2024-2025 年前 7 批储能清单，头部集中效应显著，TOP10 业主单位合计瓜分了 74% 的储能规划规模：

远景能源以 25.6GWh 总容量稳居全区首位，储备项目 11 个；明阳智能、宝丰集团以 15.8GWh、13.8GWh 分列第二、三位；内蒙古电力集团、内蒙古能源集团两大本地省属能源国企紧随其后，万帮新能源、赣锋锂电、内蒙古清氢科技、深圳能源集团、中广核依次占据第六至第十名席位。这类企业依托早期抢占指标的先发优势，手握大量储备项目，稳住内蒙古市场基本盘。

从 2026 年新下发两批次储能清单来看，竞争边界持续延伸，一批储能设备龙头全新入局，打破了此前由少数新能源开发企业主导市场的格局。在 2026 年新增清单中，单批次容量不低于 2GWh 的业主单位便达到 13 家，其中海博思创以 1.5GW/6GWh 的体量成为上半年入局规模最大的企业，宁德时代也以 500MW/2GWh 布局内蒙古独立储能开发赛道；此外，亨来福集团、国天新能源、高聚储能、中国能建、正信能源等多元化市场主体同步斩获大容量储能指标。

新旧玩家同台竞技，正在重塑内蒙古储能市场的竞争逻辑。以海博思创、宁德时代为代表的电芯、系统厂商，依托电芯、PCS、储能系统全链条自研能力，打通 " 设备制造 + 电站投资运营 " 一体化模式，形成技术成本壁垒；而远景、宝丰、明阳等传统新能源开发商，则依靠项目储备、土地电网资源巩固优势。

内蒙古储能彻底告别早年单纯抢占备案指标的粗放竞争，进入资金、资源、技术、运营能力综合比拼的新阶段。

"0.6-0.7 元 /Wh" 元的 EPC 价格有望成为内蒙古新常态

6 月，内蒙古电力集团合计 8GWh 储能 EPC 项目开标，本次共 6 个 4 小时时长储能项目，35 家企业整体投标单价区间落在 0.637~0.667 元 /Wh；5 月，呼和浩特武川县 300MW/1200MWh 独立储能电站 EPC 项目中标单价为 0.6963 元 /Wh。内蒙古储能 EPC 的 "0.6-0.7 元 /Wh" 价格区间正在成为区域新常态。

据北极星储能网不完全统计，2026 年 Q1 国内 4 小时储能 EPC 投标均价为 0.9482 元 /Wh，对比来看，内蒙古区域储能 EPC 投标最低价较全国均价低 32%。

与低价 EPC 形成反差的，是内蒙古储能系统价格的不断抬升。

2026 年 1 月，国天能源阿拉善 200MW/800MWh 电网侧独立新型储能电站项目储能系统投标均价 0.4385 元 /Wh；

2 月内蒙古能源察右前旗 50 万千瓦风光实验实证项目（300MWh）储能系统设备投标均价 0.3846 元 /Wh；

5 月，中节能察右前旗（兴和县）50 万千瓦工业园区绿色供电项目（300MWh）储能设备采购投标均价 0.5113 元 /Wh；

到 6 月，大唐内蒙古苏尼特左旗 20 万千瓦风电项目、大唐阿巴嘎旗 20 万千瓦风光发电项目（120MWh）储能系统设备采购投标均价已经高达 0.5868 元 /Wh；

6 月，内蒙古大型电网侧 EPC 项目最低报价为 0.637 元 /Wh，同期储能系统均价已达 0.5868 元 /Wh，二者价差仅约 0.05 元 /Wh。

从行业规律来看，常规 EPC 总包价应包含设备、土建、升压站、施工、设计等全链条成本，通常较纯系统设备价格高出 0.1 — 0.2 元 /Wh。当前价差显著偏离这一区间，反映出区域市场格局的深层变化：一方面，大型电网侧 EPC 投标竞争白热化，总包利润空间被持续压缩；另一方面，上游原材料价格波动推高了系统设备报价。

价差的极端收窄，意味着单纯依靠 EPC 总包赚取差价的商业模式正在失效。这是内蒙古储能市场发出的一个明确信号——低价获取项目的时代结束了，低成本交付项目的能力才是门槛。

补贴退坡、内蒙古储能市场盈利规则重塑

2026 年内蒙古独立储能容量补偿政策也迎来调整，放电量补偿标准由 0.35 元 /kWh 下调至 0.28 元 /kWh，降幅达 20%。同时，新规明确独立储能电站日内全功率充放电次数原则上限制为 1.5 次。

如果只看数字，容易得出 " 政策支持力度减弱 " 的结论。但深入一层来看，0.28 元的标准加上国家容量电价机制，运行策略优秀的储能电站综合收益率仍可超过 20%。而充放电次数的限制，表面是 " 收紧 "，实质是对储能调度质量的刚性约束——那些 " 建而不用 "" 充而不调 " 的项目将无处藏身，真正具备精细化运营能力的企业反而能在竞争中脱颖而出。

此外，内蒙古储能商业模式的骨架 " 容量补偿 + 现货套利 + 辅助服务 " 并未因补偿标准下调而改变，但每个部分的份量正在重新分配。

第一重：容量补偿占比在下降，但依然是项目的 " 压舱石 "。2026 年度 0.28 元 /kWh 的放电量补偿，虽然较 2025 年有所下降，但长达 10 年的补偿期依然为项目提供了稳定、可预测的长期现金流。2026 年 2 月发布的补偿清单显示，31 个独立储能电站符合补偿要求，总规模达 10.17GW/42.96GWh，补偿总额估算达 7.51 亿元。对于前期投资巨大的储能项目而言，这一政策性收入相当于为固定资产投资提供了 " 兜底 "，极大地降低了融资门槛。

第二重：现货市场套利的空间在扩大。蒙西现货市场已实现连续运行，申报价格上限调至 1.5 元 /kWh，峰谷价差的波动幅度为储能提供了丰厚的套利机会。但新规也划定了红线：弃风弃光时段独立储能不得放电——这一规定确保储能不与新能源 " 抢跑道 "，绿电优先消纳的原则未被突破。

第三重：辅助服务市场的增量贡献。蒙西调频辅助服务市场 2024 年规模已超 12 亿元，储能占比从 2023 年的 15% 提升至 35%。虽然调频里程申报价格范围从 6-15 元 /MW 调整为 2-12 元 /MW，反映出市场竞争加剧，但对于技术性能优越的储能电站而言，辅助服务收入依然是重要的收益补充。

三重收益此消彼长的背后，是一个清晰的趋势：政策性收入的权重在下降，市场化收入的权重在上升。储能不再是靠补贴撑着的 " 政策产物 "，而是新型电力系统不可或缺的 " 刚需基础设施 "。