政策动向 - 国家发改委和能源局发布指导意见 提出健全煤电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制 并首次在正式文件中明确将新型储能纳入该机制适用范围 [2] - 指导意见目标为满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳需求 并支持分布式新能源、储能等新型主体通过聚合等模式参与电力市场 [2] - 内蒙古出台针对2026年独立新型储能电站的放电补偿标准 为0.28元/千瓦时 电网企业需逐日公布电力供需预测信息并对充放电曲线进行校核 [3] 市场影响与需求 - 容量电价机制若在全国性推广 将使储能经济性在更多省份走通 从而带动储能装机高速增长 [1][2] - 内蒙古2026年的放电补偿政策虽较2025年的0.35元/kWh有所下降 但仍有助于储能经济性走通 预计将极大刺激2026年的储能需求 [3] - 2025年10月国内储能新增招标量达8.39GW/27.08GWh 同比分别增长24%和29% 新增中标量达8.32GW/26.67GWh 同比分别大幅增长139%和176% [3] 行业数据与价格 - 2025年10月 内蒙古、新疆、甘肃三地储能市场需求表现强劲 合计贡献超过半数市场需求 [3] - 同期 4小时储能系统中标价格区间为0.41-0.5元/Wh 加权平均价为0.44元/Wh 环比上涨11% [3]

政策核心内容 - 2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准定为0.28元/千瓦时 [2][5] - 2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/千瓦时，但2025年6月30日前不能开工的项目不执行该标准 [2] - 补偿标准执行时间自储能电站建成实质性投产当月起计算，补偿标准明确后执行时间为10年 [2][5] 项目运营管理规范 - 清单内储能电站日内全容量充电次数原则上不得超过1.5次，电网企业需逐日公布电力供需预测信息并对充放电曲线进行校核 [2][6] - 储能电站在新能源消纳困难时段不得向电网放电，在电网供电紧张时段不得充电，以切实发挥对电力系统的调节作用 [6] - 电网企业需做好储能电站实质性投产前的充放电试验监测记录，并报送自治区能源局 [6] 投资主体与股权稳定性要求 - 清单内储能电站在项目建设期内和建成后2年内，不得通过代持、隐性股东或交叉持股等方式改变项目股东持股比例 [3][7] - 不得以出卖股份、资产租赁、分包、转包等任何方式实质性变更投资主体 [3][7] - 对发生变更股东持股比例、变更投资主体、变更实际控制人等情况的项目，盟市能源主管部门应立即终止项目或上报将其移出项目清单 [3][7] 行业活动与市场前景 - 第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）将于2026年4月1-3日在北京举行，展览面积达160,000平方米，预计观众超200,000人次 [9] - 展会预计汇聚1,000多家赞助商/参展商、5,000多家产业上下游企业及400多位演讲嘉宾，显示储能行业强劲的发展势头 [9]

项目运营与财务表现 - 位于库布其沙漠腹地的鄂尔多斯万成功20万千瓦/80万千瓦时储能电站于6月29日正式投产，截至8月末累计充放电83次 [1] - 该项目峰谷价差平均为0.15元/千瓦时，实现收入3704.43万元（含容量补偿0.35元/千瓦时），实现利润999万元，预计2025年可实现利润2900万元 [1] - 运行较好的储能电站综合收益率超过20%，内蒙古对全区纳入规划的独立新型储能电站累计发放放电量补偿金额达3.55亿元（1月至8月） [1] 政策支持与商业模式 - 内蒙古探索构建“放电量补偿+现货价差”的多维收益模式，以坚定投资业主信心 [1] - 对于纳入规划的独立新型储能电站，按一年一定、一定10年的原则实施放电量补偿，2025年及以前投产项目的补偿标准为0.35元/千瓦时 [2] - 独立新型储能电站可参与电力现货市场交易，在电价低谷时充电、高峰时放电以赚取差价 [2] 行业发展规模与效率 - 截至目前，内蒙古全区在运新型储能装机规模达到963万千瓦 [2] - 今年1月至8月，全区新型储能累计调用充电电量达27.1亿千瓦时，同比增长422%，累计调用放电电量23.6亿千瓦时，同比增长439% [2] - 从调用电量、调用功率、调用频次三大核心维度看，全区储能系统运行状态良好、应用效率突出，在“迎峰度夏”电力保供关键时段发挥了电力“蓄水池”与“稳定器”作用 [2]

能源重大项目投资 - 上半年能源重大项目投资1658亿元 同比增长39% 占年度计划投资的52% [1] - 实现时间过半任务过半目标 [1] 煤炭行业进展 - 2处煤炭矿区总体规划获国家发改委批复 [1] - 2处煤矿开工建设 总产能1600万吨/年 [1] - 1处煤矿建成投产 产能150万吨/年 [1] - 13处产能储备煤矿获国家能源局批复 [1] - 智能化煤矿产能占在产煤矿产能的89% [1] 电力基础设施建设 - 蒙西至京津冀±800千伏特高压直流输电工程获核准 [1] - 核准500千伏及220千伏跨盟市电网工程29项 [1] - 投产500千伏电网项目10项 开工在建43项 [1] - 蒙东电网七横一纵主干网架建成 [1] - 580户偏远农牧户通电工程全面开工 其中国网蒙东电力项目已全部建成 内蒙古电力集团项目进度58% [1] 绿氢产业发展 - 出台9条推动绿氢项目建设和消纳政策 将风光制氢项目40%上网电量比例政策延长至2027年 [2] - 大唐多伦15万千瓦风光制氢一体化示范项目投产 [2] - 远景翁牛特旗及元宝山区风光制氢一体化二期项目顺利推进 [2] - 达茂旗至包头市区氢气长输管道工程开工 [2] - 乌兰察布市至京津冀氢气输送管道示范工程内蒙古段完成核准 [2] 储能产业推进 - 出台独立新型储能电站补偿政策 [2] - 电网企业向9个独立新型储能电站转移支付补偿费用1.66亿元 [2] - 上半年推动34个新型储能项目开工 装机规模约1480万千瓦 [2]

内蒙古新型储能电站建设加速 - 2025年上半年内蒙古新开工独立新型储能电站34个 总装机规模达1480万千瓦 [1] - 近期集中开工项目包括：乌兰察布察右中旗100万千瓦/600万千瓦时 鄂尔多斯谷山梁300万千瓦/1280万千瓦时 呼伦贝尔阿荣旗100万千瓦/400万千瓦时 乌兰察布旗下营105万千瓦/630万千瓦时 [1] - 项目技术类型多样 涵盖磷酸铁锂 全钒液流电化学储能及压缩空气 熔盐物理储能 [1] 新型储能功能定位 - 被定义为电力系统"稳定器"和"调节器" 是新型电力系统建设关键支撑 [2] - 加速建设可解决可再生能源消纳问题 同时增强电网稳定性与灵活性 [2] 行业动态补充 - 乌兰察布500MW/2000MWh独立储能项目已开工 [3] - 化德县推进360MWh电化学+40MWh氢储能电网侧示范项目 [3] - 内蒙古首批储能容量补偿费用规模达1亿元 [3]

储能政策动态 - 内蒙古能源局发布《关于加快新型储能建设的通知》，对独立新型储能电站放电量执行0.35元/千瓦时的补偿标准，执行期10年，并取消电源侧和电网侧划分[2] - 内蒙古2024年计划投产电源侧储能400万千瓦（1600万千瓦时）、电网侧储能250万千瓦（1300万千瓦时），2025年计划投产电源侧储能1000万千瓦（4200万千瓦时）、电网侧储能450万千瓦（2300万千瓦时）[3] 各省容量补偿政策 - 山东2022年实施容量补偿电价0.0991元/千瓦时，有效期至2026年底[4] - 甘肃2023年调峰容量补偿上限为300元/(MW·日)，采用单边竞价模式[4] - 新疆2023年独立储能补偿标准为0.2元/千瓦时，2024-2025年逐年递减20%[5] - 河北2025年独立储能容量电价定为100元/千瓦，较2024年退坡政策有所延长和统一[6] 南网区域政策 - 南方电网2022年将独立储能容量补偿纳入输配电价疏导机制[7] - 2025年起南网对新能源配建储能调峰实施分省补偿标准，如广东0.07655元/千瓦时、云南0.07163元/千瓦时[7] 储能市场现状 - 西北区域1GW/4GWh大型独立储能EPC价格降至0.75元/Wh，0.3GW/1.2GWh项目降至0.83元/Wh[8] - 部分省份通过容量补偿、现货交易、辅助服务等多重收益机制推动储能项目经济性提升[8]