在国内新型电力系统加速搭建、双碳战略持续深化的大背景下，新型储能作为破解新能源消纳难题、补强电网灵活调节能力、推动能源结构转型的关键基础设施，正式迈入规模化高速扩张周期。

内蒙古坐拥国内顶级风电、光伏资源，既是国家大型风光基地的核心承载区域，也是跨区电力外送的关键枢纽，发展储能产业拥有无可比拟的资源禀赋与区位价值。为匹配大规模新能源集中并网需求、补齐电网调节短板，内蒙古持续加大新型储能布局力度，项目落地节奏持续提速，产业体量稳步扩张，储能市场生态也在持续完善。

根据能源圈的统计数据，从2024年至今，内蒙古先后对外公示11批新型储能项目清单。时间维度拆分来看，2024年发布3批清单，2025年新增4批，2026年已推出4批。十一批清单合计纳入储能项目165个，规划总规模达到52.72GW/222.82GWh。

从项目开发主体榜单来看，远景能源、宝丰集团、明阳智能、内蒙古电力集团、内蒙古能源集团、中广核、万帮数字能源、海博思创、赣锋锂电、清峰能源跻身开发规模前十。（统计口径说明：联合体项目统一计入牵头申报企业）

远景能源以6.7GW/26.8GWh的申报体量位居全部业主首位；宝丰集团以3.2GW/15.8GWh紧随其后，排在第二位；明阳智能凭借2.7GW/13.8GWh的规模位列第三。

头部设备厂商领跑

50家企业拿下GWh级储能指标

在219.62GWh储能指标对应的投资主体名单中，共有83家市场主体（含企业与联合体）成功拿到储能开发指标，包含远景能源、宝丰集团、明阳智能、内蒙古电力集团、内蒙古能源集团、中广核、万帮数字能源、海博思创、赣锋锂电、清峰能源、中国华电、中电储能、深圳能源集团、九德嘉信资本、中国大唐、运达股份、亨莱福集团、星能能源科技集团、国赫能源、中节能、北网新能、双杰电气、国天新能源、北方联合电力、天众储能、宁德时代、金风科技、正信投资集团等。（统计口径：联合体以牵头企业为准）

远景能源申报规模达到6.7GW/26.8GWh，是所有开发主体中的第一名，项目布局覆盖锡林郭勒、巴彦淖尔、呼和浩特、鄂尔多斯、赤峰、阿拉善、乌海七大盟市。明阳智能拿下2.7GW/13.8GWh；储能系统集成服务商海博思创斩获2000MW/8000MWh指标。

赣锋锂电申报规模1400MW/6400MWh，项目布局落脚呼伦贝尔与乌兰察布；宁德时代也取得500MW/2000MWh储能开发指标。电池制造企业不再局限于电芯供货环节，直接以项目业主身份参与储能电站投资开发，打通从电芯生产到电站运营的完整产业链闭环。

两大内蒙古本地国企同样表现突出：内蒙古电力集团拿下2.5GW/10GWh指标，项目布局覆盖鄂尔多斯、巴彦淖尔、包头、乌兰察布、呼和浩特；内蒙古能源集团申报规模2.1GW/8.4GWh，项目扎根兴安盟、乌兰察布、赤峰、锡林郭勒等区域。依托属地资源优势，地方国资深度参与区内风光配套储能建设，在区域储能供给体系中占据重要位置。

央企阵营方面，中广核以2.07GW/8.36GWh成为央企中申报规模最高的企业，重点布局兴安盟、呼和浩特、乌海；中国华电、中国大唐、中国能建、中国华能同样拿下数百兆瓦级储能项目。央企依托资金优势持续布局内蒙古风光配套储能赛道，但整体申报体量不及头部设备厂商与省属地方国企。

宝丰集团3.2GW/15.8GWh的指标规模排在榜单第二位，项目集中落地包头、阿拉善、鄂尔多斯。万帮数字能源、清峰能源、九德嘉信资本等多元化投资主体纷纷入局，内蒙古储能市场参与结构呈现高度多元化特征。

盟市指标格局

乌兰察布、锡林郭勒成为储能主战场

拆解各盟市储能规划容量，乌兰察布以6.85GW/32.2GWh的总规模位居全区第一，锡林郭勒盟以7.95GW/31.8GWh紧随其后。两大盟市合计储能规划规模14.8GW/64GWh，占全区总规划量接近三成，是内蒙古新型储能落地的核心阵地。两地依托沙戈荒大型风光基地集群，布局大量独立储能以及风光配套储能项目，同时也是蒙西电力外送通道的核心调节资源。

锡林郭勒、包头、鄂尔多斯、阿拉善、巴彦淖尔共同构成内蒙古储能产业第二梯队，上述地区储能规划容量均突破20GWh，分别为31GWh、26.8GWh、23.26GWh、22.6GWh、20GWh。这些区域与乌兰察布协同发力，夯实全区储能产业底盘，为新能源就地消纳、风光大基地电力外送、区域能源转型提供调节支撑。

呼和浩特、兴安盟、通辽、赤峰、呼伦贝尔储能规划体量落在9~17GWh区间，对应规模分别为16.4GWh、13.36GWh、10.6GWh、10.2GWh、9.2GWh，作为储能扩容的补充板块，承接本地新能源配套调峰需求。乌海规划储能容量6.4GWh，是区域储能培育起步支点，为后续项目滚动开发预留充足空间。

整体来看，内蒙古储能项目布局已经形成头部区域引领、中坚盟市支撑、全域多点覆盖的格局。资源禀赋突出的盟市率先完成储能规模化落地，中腰部区域快速跟进，共同推动全区储能朝着规模化、集群化方向发展，为新型电力系统建设与双碳目标落地注入调节动能。

技术路线多元化并行

磷酸铁锂保持绝对主力

技术路线层面，内蒙古储能市场依旧以磷酸铁锂技术为核心，压缩空气、液流电池、钠离子电池、熔盐储热等多条新兴技术路线均实现落地，但大多以示范项目或者混合配套方案参与市场竞争。

磷酸铁锂方案占比达到82.85%，牢牢占据市场主流。经过多年商业化落地验证，该技术具备供应链成熟、成本可控、工程实践案例丰富等优势，是风光大基地配套储能的首选方案，构成内蒙古新型储能市场基本盘。

长时储能赛道中，压缩空气储能表现亮眼，单一技术路线占比7%，是磷酸铁锂以外占比最高的新技术。依托当地独特地理条件，压缩空气储能在内蒙古落地多个项目，标志长时储能由概念阶段走向规模化示范，有望匹配新能源消纳、长周期调峰的实际需求。

混合储能方案成为新技术商业化试水的重要路径。磷酸铁锂搭配液流电池的混合方案占比5.77%，锂电叠加钠离子电池的项目占比2.33%。不难看出，液流、钠离子等新兴储能技术，更多采用和磷酸铁锂组合的混合模式落地，借助锂电成熟供应链完成商业化验证，实现功率与放电时长的优化配置。

其余各类技术路线整体体量偏小。电热熔盐储能占比0.72%；磷酸铁锂+液流+固态电池组合方案占0.36%；纯液流电池占0.25%。纯钠离子电池、磷酸铁锂耦合氢储能、磷酸铁锂搭配压缩空气、液流+飞轮等方案占比均只有0.18%。飞轮储能、氢储能、固态电池等前沿技术虽然已经出现在项目清单中，但装机规模有限，现阶段承担示范验证职能，距离大规模商业化替代还有较长周期。

储能配置时长：4小时方案成为标配

长时储能仍处于试点阶段

储能放电时长维度，4小时储能方案是市场绝对主流，6小时作为补充选项；5小时、8小时等更长时长项目仅有少量试点，长时储能尚未迎来规模化推广。

4小时储能项目合计154个，规划容量46.6GW/186.4GWh。庞大的规划体量源于风光基地日内调峰的刚需。内蒙古风光资源富集，日间风电光伏出力波动幅度大，4小时储能能够有效平抑日间出力起伏，承接新能源消纳、电网调频调峰等核心诉求，是当前风光大基地配套储能最成熟、应用最广泛的配置方案。

6小时储能项目共7个，规划规模5.4GW/32.4GWh。对比4小时配置，6小时储能拥有更长放电窗口，可覆盖晚间用电高峰，完成跨时段电力调节，满足部分项目跨昼夜消纳需求。但受投资成本、收益机制等因素制约，6小时储能暂未大规模普及，仅作为补充配置。

其余时长项目整体体量有限，以示范探索属性为主。8小时长时储能仅2个项目，规划规模220MW/1760MWh；4~5小时、5小时储能项目各1个，均为百MW级别。8小时及以上长时储能理论上能够支撑跨日电力平衡，应对极端天气下新能源出力缺口，属于行业长期发展方向，但当前商业模式尚未跑通，只能以小批量示范项目推进。

来源：能源圈