独立储能爆火，内蒙之后下一个是谁？

另一个西北大省浮出水面

“内蒙项目今年争夺非常惨烈，明年估计会更惨烈。”一位当地投资机构负责人感叹道。

今年随着国内“大干快上”，尤其是GWh级项目频出，国内储能尤其是独立储能，迎来了一场井喷。

这其中内蒙引领全国，2025年度0.35元/kWh的补贴政策直接拉爆了项目的IRR，成为国内独立储能最为赚钱的区域，让各路开发方和投资方云集于此。

就在近日，内蒙还发布2026年度给予0.28元/kWh的补贴政策，一句话：

接着奏乐接着舞！

内蒙的独立储能爆了，那下一个内蒙会是谁呢？

这个得先复盘内蒙这一轮爆发的根源，再来按图索骥的找到下一个潜力股。

01 内蒙为何爆发？

这有内外两方面的原因。

内部的原因，来自当地新能源产业的自生动力。

内蒙能源圈有句话：“头上有风光、脚下有煤炭、手中有电网”。

在我国新能源产业，内蒙是一个特殊的区域，风光资源全国第一，新能源装机全国第一，新能源发电量全国第一，新型储能装机全国第一，尤其是外送电量连续两年居全国第一，在整个中国庞大的电力系统中，内蒙扮演找着极其重要的能源保障者角色。

业界人称中国第一“充电宝”。

因此，本质上，内蒙古储能市场的爆发，是为其完成整体国家能源转型战略任务的必然选择。

这一点，也体现在2025年储能装机硬性指标上。

在2025年14.5GW/65GWh的总目标中，内蒙古明确规划了建成电源侧独立储能42GWh和电网侧独立储能23GWh两个目标。

这种明确划分为“电源侧”和“电网侧”两部分的设计，揭示了自治区决策者对储能对于自身作用的深刻理解。

相比于分散、小规模的电源侧储能，电网侧独立储能电站通常规模更大，布局在电网的关键节点，直接接受电网调度，能够发挥容量支撑、调频调压、黑启动等系统级功能，是保障电力安全供应和电网稳定运行的“压舱石”和“调节器”。

因此，内蒙古将如此巨大的建设计划明确划分为“电源侧”和“电网侧”两部分，表明其不仅仅将储能视为新能源的附属品，而是将其提升到了与发电、输电同等重要的关键基础设施地位。

这种将大型独立储能电站视为准公共事业资产的顶层设计，是其后续出台一系列极具吸引力的扶持政策，尤其是针对电网侧独立储能的容量补偿政策的根本原因。

更重要的是，内蒙还有我国唯一的省级独立电网公司蒙西电网，独立于国家电网和南方电网，这也为其更加灵活的电力市场化改革提供了便利。

在电力市场化方面，内蒙集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场，非市场化上网电量占比不足10%，新能源上网电量基本上全部进入电力市场。

可以说，电力市场化全国遥遥领先。

有了自主的权力和市场化的底子，给了内蒙大胆出政策的底气，即这一套“固定补偿+市场化套利+辅助服务”盈利机制。

其中，2025年度的补偿标准为0.35元/千瓦时，补偿期长达10年。一举创下了“补偿标准最高、补偿时间最长”两个全国第一。

面对必须完成的国家任务，必须大规模建设储能，而建设储能，单纯依靠波动性强、不确定性高的市场化收益（如峰谷价差套利），难以在短期内吸引如此巨量的社会资本，尤其是对于风险偏好较低的银行贷款等债务融资。

而长达10年、标准明确的容量补偿，为项目提供了一个稳定、可预测的长期现金流，相当于为项目前期运营的绝大部分乃至全部固定资产投资提供了“兜底”，极大地降低了项目的投资风险。

市场就此被引爆。

但，这还不是内蒙古储能爆发故事的全部。

另一面则是，自治区政府把绿电作为本地产业发展的抓手，储能则是一张漂亮的出牌。

长期以来，内蒙古都是如电解铝等高耗能产业最集中、规模最大的地区之一，也是当地经济增长的最重要引擎之一。

生产1吨电解铝就要消耗13500度电，而内蒙丰富的煤炭能提供全国最低廉的工业电价之一。

事实上，内蒙古的高耗能产业是一个以“廉价能源”为基座，以电解铝、硅基材料、钢铁合金、现代煤化工为四大支柱的庞大体系。

它的发展逻辑清晰，但也正处于从“依赖化石能源”向“依赖绿色能源”、从“高耗能”向“高载能+高技术”深刻转型的关键时期。

但未来，内蒙古能否成功将这些产业“染绿”，将成为其经济可持续发展和支持全国“双碳”目标实现的重中之重。

而从136号文到1192号文，从绿电直连到零碳园区，对新能源发展的主旋律而言，思路非常清晰，趋势非常明朗，那就是要从过去的“上网模式”向“消纳模式”转变，而这种转变是加速的，必须尽快适应新型电力系统的历史潮流。

这就为内蒙依托大规模发展储能，充分利用当地绿电资源推动本地产业绿色升级提供了绝佳的机会。

时来天地皆同力。

02 谁是下一个？

那其他省份政策如何呢？

目前，从容量补偿角度看，鲁蒙疆浙粤等地现行政策较为明晰。

截至9月，山东、内蒙古出台了相对市场化的长效容量补偿电价机制，新疆、浙江等省区则通过政策文件明确了若干年内针对新型储能的容量补偿标准，广东就独立储能试行电费补偿机制征求意见。

未来，有更多省份随独立储能装机量提升相关容量补偿政策逐步出台。

这其中，新疆值得分析。

首先，和内蒙类似的是，新疆既是风光电装机大省，也是电力外送大省，具有保障电网稳定巨大刚性需求。

两组数据最能说明问题，去年底，随着第二批“沙戈荒”项目哈密玉山风电场并网，新疆新能源装机规模达1.003亿千瓦，突破1亿千瓦大关，位居全国第四。

截至今年12月15日，新疆15年累计外送电量突破1万亿千瓦时大关，相当于可供全国14亿多人稳定用电310天。

在外送的1万亿千瓦时电量中，新能源外送电量占比达29.6%，这意味着新疆每向外输送3度电，就有近1度电是风光绿电。

由此新疆也就和内蒙类似，其电力系统平衡难度不断加大。

第二，新疆发展绿色高耗能产业的迫切性。

目前，新疆凭借丰富的煤炭低电价优势，已成为包括电解铝、多晶硅、工业硅、氯碱化工（PVC）、钢铁、煤化工等高耗能产业重要集聚区。

第三，处于储能政策调整的前夜。

自2023 年起，新疆对已投运的独立储能项目，按照放电量给予0.2元/千瓦时的容量补偿。这一政策将于2025年底到期。

此外，随着2025 年新疆现货市场进入连续试运行，预计将有1000万千瓦储能参与现货市场。

按照此前的政策，当地独立储能电站的收益主要来自“容量补偿+调峰服务”两方面。

整体来来看，新疆与内蒙是较为近似的，容量补偿均是以放电量计算，强调储能在当地的实际使用情况，而且新疆会更注重可调用性与系统效益，为调峰服务提供了较为可观的兜底收益。

“虽然目前收益机制尚未成熟，但行业内部对新疆的投资积极性很高，今年已经有大量建设企业涌入新疆进行卡位”。

一位西北资深电力专家表示，在业内看来，随着相关支持政策的落地以及当地消纳诉求的催化，新疆独储电站有望迎来放量机遇。

事实上，新疆地区正向新型储能建设运用“高地”加速迈进，未爆先火。

据官方媒体披露，今年以来，新疆进一步扩大独立储能企业参与电力市场交易范围。

8月1日起，新疆将独立储能企业由只能参与“月度双边交易”转变为“双边协商交易”“集中竞价交易”和“滚动撮合交易”，交易方式更加灵活。

通过建立多元化电力市场交易机制，允许独立储能企业同时以“电力用户”和“发电企业”双重身份参与交易。

目前，新疆已有10余家独立储能企业参与电力市场交易。

实际上，无论是先行一步的内蒙，还是变革前夜的新疆，总体来看，随着推动力从政策扶持转向市场需求，储能产业正在跨过经济性拐点，步入一个黄金发展时期。

新疆，也只不过是一个可能的选项而已，随着明年电力现货市场在全国铺开，以及各省容量电价的出台，完全可能出现一个东部富裕省份亮出更吸引人的牌。

这场属于储能的盛宴，或许才刚刚拉开序幕。

本文来自微信公众号“新能源产业家”，作者：顽石，陈帅，36氪经授权发布。