本文来自微信公众号： 北极星储能网 ，作者：nico
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”。
结语
如今内蒙古储能市场规模扩张的热潮仍在持续，但行业发展逻辑已经改写。海量储备项目、多元入场主体，看似赛道红利充足，背后却是EPC价格持续下探、补贴标准下调的双重挤压，粗放跑马圈地的时代彻底落幕。
总体来看，2026年的内蒙古储能市场，量仍在扩、质正在升。政策补贴的“退”与市场机制的“进”同步发生，行业正从“抢指标、抢开工”的规模竞赛，转向“拼运营、拼效率”的价值竞争。这或许才是储能产业走向成熟的真正标志。