蒙西独立储能过剩“疑云”

　　(来源：能源新媒)

　　文/本刊记者 武魏楠

　　补贴催生出内蒙古的储能热潮，但政策先行、市场滞后或许会诱发更多问题。

　　2026年6月12日，《内蒙古自治区能源局关于再次组织申报2026年独立新型储能建设项目清单的通知》(内能源电力字〔2026〕387号)正式发布。通知要求各盟市能源主管部门于2026年7月20日前将本地区新型储能建设清单报送自治区能源局。

　　2026年7月上旬以来，赶在自治区能源局7月20日大限之前，内蒙古各旗县密集掀起了2026年(部分含2027年)独立新型储能项目实施主体的竞争性优选与开标狂潮。

　　其中，蒙西电网经营区所属的乌兰察布、阿拉善盟、锡林郭勒、巴彦淖尔等地表现积极，数个GW项目立项。中选项目清一色为200MW及以上大单体，全面转向4小时长时系统。

　　在我国新型电力系统建设如火如荼的背景下，新型储能作为调节新能源间歇性、波动性的核心支撑资产，正经历着一场史无前例的规模化扩张浪潮。作为全国新能源装机与发电的重要外送与消纳大区，内蒙古自治区在独立储能的政策探索与项目落地方面，无疑走在了全国的最前沿。

　　然而，迈入2026年，伴随着庞大的装机容量在运投产，我们注意到蒙西电网开始露出独立储能规模过大，甚至有潜在过剩风险的苗头。

　　系统实际利用率饱和、社会化运行成本分摊畸高、商业模式严重依赖补贴等多重“阴云”，实际上已经笼罩在了蒙西独立储能市场的上空。

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　　利益狂飙

　　在内能源电力字〔2026〕387号文之前，内蒙古独立储能已经狂飙数年。

　　截至2026年6月左右，内蒙古全区累计建成新型储能装机规模已经高达2500万千瓦，其中实际处于在运状态的规模达到了2183万千瓦，这两项指标均稳居全国第一。如果将时间的镜头拉长到四年之前，整个内蒙古在2022年的新型储能装机仅为微不足道的59万千瓦，而到了2025年，这一数字就已经飙升至2026万千瓦，四年间实现了超过34倍的惊人跨越。

　　这种近乎疯狂的扩张惯性在2026年仍在延续，随着内蒙古2026年第一批独立新型储能建设项目清单的正式印发，又有31个重大项目、总计高达8.15吉瓦/32.6吉瓦时的独立储能容量被纳入规划，并明确拟于2026至2027年期间密集投产。根据目前的建设进度，预计到2026年底，内蒙古新型储能总规模轻松超越2700万千瓦，而官方制定的“十五五”末期发展目标更是剑指突破6000万千瓦大关。

　　内蒙古独创的补贴制度，是刺激独立储能装机保障的直接原因。

　　内蒙古自治区能源局于2025年3月正式印发了《关于加快新型储能建设的通知》(内能源电力字〔2025〕120号)，政策中极其明确地指出，对纳入自治区规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行容量补偿。其中，针对2025年度及以前建成投产的独立储能项目，其放电量的补偿标准正式确立为高达0.35元/kWh，并且明确补偿执行时间10年之久。

　　这一政策在当时直接创下了全国储能补偿标准最高、保障时间最长的双重历史纪录。仅在2025年上半年，内蒙古全区独立储能放电量补偿的累计发放金额就超过了2亿元。

　　“可以说，补贴政策极大地刺激了各路投资主体的抢装欲望。”有内蒙古发电公司的相关人士向《能源》杂志记者表示。

　　我们从储能成本和运营现金流的角度进行了测算，发现内蒙古给予的补偿政策能够让独立储能的商业模型极具吸引力。

　　在成本方面，独立储能的EPC成本大约维持在1.0到1.2元/Wh的区间内。假设储能全生命周期内的充放电次数为6000次，整体系统效率维持在0.85左右，那么根据测算，这类独立储能项目的纯折旧成本大约在0.16到0.20元/kWh之间。“而将所有日常运维、人工及管理要素打包计算在内后的系统总成本，也能完美地控制在0.25元/kWh以内。”某央企负责内蒙古储能市场的负责人告诉《能源》杂志记者。

　　这就意味着，哪怕不考虑现货市场上的任何峰谷价差收益，仅仅是政策给予的0.35元/kWh的放电量补贴，就已经显著高于其系统放电的总边际成本。

　　基于财务现金流的最大化考量，内蒙古的独立储能可以在项目早期快速回收成本实现收益。因此，只要现货市场的价差没有低于未来的边际盈利临界点，独立储能电站就会展现出极其强烈的充放电意愿，甚至愿意在市场价差微弱的情况下频繁放电套利。

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　　失序与规范

　　这种高度依赖政策温床的商业模式，很快就出现了让人意外的情况。

　　由于储能体量在短时间内急剧膨胀，导致其在晚高峰时段集中出力，为了套取那笔稳赚不赔的放电补贴，即便是日内价差空间被严重压缩，储能电站也极度渴望在晚高峰(相对高价时段)集中放电。

　　在实际操作中，独立储能的充放电自调度往往存在较大的不准确性，需要向省调申报曲线并参与市场出清。此前，储能电站放电并没有受到太多限制，导致在2025年，大量的独立储能项目存在没有任何次数限制、极其频繁的每日多次充放行为。“从理性上说，这是对规则理解不够透彻。”上述发电集团人士表示。但从深层次来看，这未尝没有更多套取补贴的底层逻辑。

　　这种运行模式在一定程度上偏离了储能需要根据电力系统实际需求运行的路径，从而对电力系统的整体安全与价格发现机制造成了一定干扰。

　　内蒙古自治区在2026年迅速打出了政策补丁，强制引导行业向理性回归。

　　首先，在补贴标准上进行了大幅度的向下拉动。2026年，针对新投产项目的独立储能放电量补偿标准，已由2025年的0.35元/kWh正式下调至0.28元/kWh，希望引导行业从纯粹的政策依赖向真正的市场驱动转型。

　　其次，在行政与调度层面的规范化管理全方位收紧。根据《内蒙古自治区能源局关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》(内能源电力字〔2025〕656号)的相关硬性规定，独立新型储能电站必须切实履行其作为电力系统调节工具的本职工作，在新能源消纳困难的时段绝对不得向电网放电，在电网整体供电紧张的时段绝对不得从电网充电。

　　更重要的是，在原则上明确规定清单内的储能电站日内全容量充电次数上限不得超过1.5次，从制度的根基上对潜在无序套取补贴的行为进行限制。

　　但从当前实际效果来看，蒙西电力市场已经出现了一个明显变化：晚高峰电价明显下降，而午间原本因为光伏大发而出现的绝对谷段电价则出现了明显抬升。

　　这至少能够说明一点，在政策刺激下，当前充放电的储能体量对于蒙西这一负荷总量并不算高的区域电力系统而言，已经达到了极度饱和乃至富余的状态。

　　如前文所述，独立储能系统总成本大概率不会超过0.25元/kWh，那么0.28元/kWh的补贴依然具有直接刺激效果。

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　　系统运行费暗礁

　　支撑蒙西独立储能产业繁荣的资金池并不直接来自财政，而是系统运行费抬升的结果。

　　随着独立储能装机规模的扩张，由此产生的庞大系统运行费，已经演变成给其他市场主体造成负担的灰色成本。蒙西电网的系统运行费情况如何?

　　今年，国家电投经研院曾发表《系统运行费对电网侧新型储能投资的影响分析》一文。根据国家电投经研院统计，蒙西2026年一季度系统运行费0.0368元/kWh，同比增长176.69%。

　　蒙西甚至不是系统运行费上涨最厉害的地区。据《中国电力报》报道，2026年5月各地区系统运行费用区间在0.00675至0.150039元/kWh，近九成地区的系统运行费相较去年同期出现大幅上涨。其中，山东、宁夏两地涨幅格外突出，同比涨幅分别达到1205.56%、1055.53%，涨幅均突破1000%。同时，共有16个地区的系统运行费实现同比翻倍。

　　国家电投经研院研究显示，受机制电量差价分摊、容量电费上调影响，我国系统运行费开始出现大幅上涨。在全国范围内，共有多达16个地区的系统运行费在短期内实现了成倍增长。聚焦2026年2月份，当时全国系统运行费的分摊平均值就已经达到了0.076元/kWh，较2025年12月在短短两个月内就暴涨了0.047元/kWh。其中，黑龙江、江苏、广东等11个核心省份的系统运行费分摊更是一举冲破了0.1元/kWh的敏感关口。

　　然而在系统运行费上涨的同时，终端用户电价却呈现下行趋势。

　　据《中国电力报》统计，2026年5月全国普遍下行，下调地区占比超过九成。仅北京(0.6%)、冀北(1.1%)、重庆(3.4%)微微上涨。而甘肃、蒙东、辽宁，同比下降分别为46.2%、37.6%、34%。

　　本文有关系统运行费用上涨的讨论，并没有偏离独立储能话题轨道——如果系统运行费上涨没有转化为用户侧电价同比上涨幅度，那么大概率新能源电站和储能就要承受更多的分摊。

　　“这意味着新能源在本就已经市场化压力巨大的情况下，盈利能力会持续走弱，甚至会达不到既定的收益率目标，乃至亏损。”某央企发电集团内蒙古分公司相关人士表示。

　　独立储能会面临同样的问题。《系统运行费对电网侧新型储能投资的影响分析》一文指出，随着机制的收紧，网侧新型储能本身在充电的时段同样开始需要按规定缴纳高昂的系统运行费。这直接导致了其原先赖以维系的、依靠纯现货峰谷套利的价差收益遭遇了断崖式的缩窄。

　　在对全国28个已经开展现货市场长周期实质性运行的省、自治区进行长周期模拟量化分析后发现，网侧储能在充电时一旦全额缴纳系统运行费，其充放电的实际套利价差缩窄幅度平均高达30%左右，而海南省的缩窄幅度更是达到了触目惊心的80%。

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　　商业模式考问

　　此时，将目光再次凝聚在蒙西这片2000多万千瓦的独立储能红海之上，我们不难发现红利退却之后的系统性商业风险。

　　虽然调频市场在名义上已经开启，但出于系统调度安全、调度惯性和技术验证等多重复杂考量，目前蒙西电力系统依然不敢真正对新型储能开放调频市场的交易准入。

　　这导致蒙西独立储能电站不仅在放电和日常运行中无法从调频辅助服务中斩获任何收益，反而由于现行的费用分摊机制，在自身进行充电的时段里，不得不扮演替其他市场主体分摊调频费用的悲壮分摊者角色。

　　从长远乃至全国电力市场化趋势来看，“现货价差+容量电价+辅助服务收益”是未来独立储能生存的确定路径。“由于我国各省份自身的资源禀赋差异巨大，负荷特性与电网结构大相径庭，在实际操作中这也变成了理想状态。”上述央企储能投资负责人说。

　　对于蒙西地区而言，现有(加上规划)独立储能电站，实际上已经对电网曲线产生了实际影响。这种影响并非完全出自市场化。在价差、容量和调频这三大核心市场尚未完全开放的情况下，一旦补贴出现变化，那么整个独立储能行业将迎来一场巨大震荡。

　　所谓的蒙西独立储能“过剩疑云”，表象是装机容量超越局部负荷造成的现货电价曲线扁平化。其本质则是制度性补贴催生下的建设潮，跑在了电力市场改革的前头。