根据《国家统计局办公室关于开展2026年度信息调研工作的通知》（国统办函〔2026〕212号）要求，为贯彻落实“十五五”规划纲要中“大力发展新型储能”的部署，对照《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》要求。2026年5月，鄂尔多斯市统计局对全市部分新型储能发展情况开展了专项调研。本次调研通过发放企业调查问卷和电话访问等形式，全面梳理了目前我市新型储能发展成效、面临问题，并研究提出政策建议，现将有关情况报告如下：

一、我市新型储能发展背景及现状

（一）风光资源双优潜力巨大

2026年6月25日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号），《规划》明确提出，到2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系——非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%成为电量主体。内蒙古风能资源全国第一、太阳能资源全国第二，截至2026年4月底，全区新能源发电装机规模已达到1.74亿千瓦，新能源发电量及外送量已连续多年居全国首位，未来新能源发电装机也将持续增长。

在内蒙古12个盟市中，鄂尔多斯风光资源可谓天赋异禀，风力资源主要集中在杭锦旗、达拉特旗和鄂托克旗，是一类风能资源区120米高空平均风速6.4-7.2m/s，风电年利用小时在2700-3000小时，有效风时长波动小，拥有顶级风力资源。我市太阳能资源丰富主要分布在西北部的杭锦旗和达拉特旗等旗区，年均日照时长3100小时/年，光伏年均利用1600-1700小时，是二类太阳能资源富集区。依托丰富的风光资源，鄂尔多斯市积极落实国家双碳政策，转型步伐持续加速全力打造世界级新能源产业，新能源装机规模持续快速增长，截至2025年底，我市新能源装机3069万千瓦、并网2779万千瓦位居全区第一，新能源产业未来发展潜力巨大。

（二）发展新型储能是必然选择

与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，风电、光伏发电具有显著的间歇性、波动性、随机性特征，日夜波动和季节波动巨大，因为新能源发电的先天缺陷导致全区弃风弃光现象频发。新型储能是保障新能源发电快速发展的“调节器”、“平衡器”、“助推器”，能有效平衡新能源发电系统调节能力不足的问题，是实现新能源大规模、高比例消纳的必然选择。为积极推进新能源发电稳步增长内蒙古自治区不断优化新型储能发展环境，先后出台了《内蒙古自治区加快推动新型储能发展实施意见》和《内蒙古支持新型储能发展若干政策（2022-2025年）》等相关政策，截至2026年4月，全区累计建成新型储能装机规模2500万千瓦，居全国首位。开工在建新型储能规模1210万千瓦，预计2026年底全区新型储能装机规模将超过2700万千瓦。从技术路线角度看集齐了锂离子、钠离子、压缩空气、液流、熔盐、飞轮6大主流新型储能技术，其中电化学储能占据绝对主体，锂离子、钠离子技术装机占比超99%。液流电池、飞轮、压缩空气等新型技术主要在蒙西地区开展试点示范、小规模应用。

近年来，在国家和自治区政策引导下，鄂尔多斯市积极发展新型储能，先后出台了 《鄂尔多斯市能源转型高质量发展实施方案》、《鄂尔多斯新能源发展行动方案（2024—2025）》等相关文件，为储能项目审批、用地、产业链招商、源网荷储、风光储氢专项扶持等提供了有效的政策支持，在大力发展新能源发电的同时同步布局新型储能，稳步提升了我市新能源发电消纳率。截至2026年4月，全市已建成储能电站32座，规模441万千瓦，占全区总规模的17.6%，居全区首位。其中新能源配储项目23个，规模171万千瓦；独立储能项目9个，规模270万千瓦；已初步形成以锂离子电池储能为主，液流储能等多种技术路线并存的发展格局。全市拟建独立储能项目8个，总规模240万千瓦，其中，达拉特旗3个总规模100万千瓦，计划建成全国最大的沙漠独立储能群组；杭锦旗5个总规模140万千瓦，分别为沙井站、吉日格站和锡尼站预计2027年全部建成。

本次调查有18家企业参与，9家为新能源配储，8家为独立储能,1家兼具新能源配储和独立储能。18家都为锂电储能，其中有3家在锂电储能的基础上还有液流储能和氢储能。本次调研旨在全面摸清我市新型储能发展现状，深入分析储能企业发展过程中面临的突出问题与困难，研究提出针对性政策建议，为推动我市新型储能高质量发展提供决策参考。

二、我市新型储能发展面临的问题与困难

（一）部分企业盈利困难

当前储能企业的市场价格机制是独立储能项目参与电网调峰，进行现货交易不签订中长期合同。新能源配套储能项目需从所配属的新能源项目充电，充电价格为所属项目的成本电价，放电以电网调峰调度为主，价格为电网实时交易价。全区风光大发时段现货频繁出现负电价，看似充电利好，但受“低谷禁止放电”规则限制，囤电后无法在后续高峰释放。冬季供暖、夏季用电高峰价差尚可，春秋风光大发季价差大幅收窄，套利收入波动剧烈，无法稳定对冲补贴导致企业利润不断下滑。

因此有被调查企业反映目前储能项目价格机制不健全，项目收益无保障。参与调查的18家储能企业有2家表示盈利普遍亏损、2家表示难以盈利、3家表示勉强保本、9家表示基本可以盈利但对长期盈利表示担忧。经电话访问，其中表示普遍亏损的企业均为光伏发电配套储能项目，仅为配套的光伏项目提供储能服务，因当前市场电价均价为0.12-0.17元左右，而两个光伏发电项目的发电成本均在0.23元以上，造成企业整体亏损。仅有2家独立储能企业表示根据《自治区支持新型储能发展若干政策(2022-2025年)》的实施内容享受调峰补贴，每放一度电可获得0.35元的补贴因此完全可持续盈利，但其他独立储能和新能源配套储能项目均表示持续盈利存在困难。

（二）规划布局滞后审批流程长

问卷调查显示，当前最急需补齐的标准短板问题是有9家企业反映整体规划布局滞后，储能项目统筹不足。目前风光配套2-4小时储能大量并网，分担电网调峰压力，独立储能调度调用频次逐年下降，补贴对应的放电电量持续缩水。因此储能企业希望政府能合理规划、统筹审批储能项目。防止出现因扎堆上项目造成产能过剩和外送通道不顺畅，从而导致指标内卷电价过低企业盈利持续被挤压。

有5家企业反映土地选址、电网接入配套资源约束大，而且项目审批流程长、环节多、落地周期久。国电伊旗太阳能发电有限公司的项目负责人表示，储能项目审批涉及能源、电力、自然资源、林草、环保等多部门，仅土地征用手续就因与村民、镇政府等协商达半年之久，导致项目落地周期长。

（三）初始投资高回本周期偏长

参与调查的储能企业反映较为集中的问题还有融资成本高、渠道窄。新型储能项目投资大、回报周期长，银行贷款门槛较高，利率普遍上浮，部分项目因资金问题进展缓慢。独立储能调峰补贴缩水，2025年底前投产的独立储能项目放电补贴为0.35元/kWh补贴期为10年；2026新建清单项目统一降至0.28元/kWh，降幅20%，补偿降0.1元/kWh静态回收期由8-10年拉长至9-11年。而且独立储能企业还存在长期不确定性，国家发改委和能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》推行容量电价机制，未来内蒙古自治区也存在放电量补贴退出风险，企业按期回本存在较大风险。

新能源电站配储因为服务场景单一，有部分企业反映如果用电高峰没有接到电网调峰指令没有放电，第二天所服务的光伏项目只能在电网负荷高峰时通过降低功率来降低发电量，从而整个光伏项目的发电运行效率和配储项目的平均充放电利用率只能维持在60%以下，导致整个项目连续亏损恶性循环。而且我市冬季寒冷且周期较长，电池充电效率下降、内阻升高，需持续加热保温，增加厂用电损耗。电池循环衰减速度显著高于中南部地区，更换周期缩短2-3年，大额电池重置成本提前到来。加上冬季场站采暖、防寒、融雪、升压站防冻设备持续增加运维开支，度电运维成本高于中南部地区20%以上，导致企业回本周期更长。

（四）产学研协同联动机制不畅

参与调查的企业普遍反映的问题还有当前我市产学研联动机制不畅，高端专业人才匮乏。当前落地鄂尔多斯的北大鄂尔多斯能源研究院、鄂尔多斯实验室、清华新能源研究院等高能级科研平台，更侧重实验室材料、电池机理、理论模型研究，产出结论多为论文、实验室小样，对鄂尔多斯高寒、高风沙、大规模风光并网，矿山、煤化工企业储能等本地极端场景适配性研究不足，实验室成果无法直接适配本地电站运行需求。如西安交大液流电池实验室技术落地本地储能电站时，需企业再额外投入上千万元进行高寒环境适应改造，使得中试周期拉长2年以上。

本地企业重短期收益、轻长期基础攻关。参与调查的储能企业以项目运营、设备组装为主，研发投入意愿低，只愿意采购成熟成套设备，不愿联合高校开展长时储能、安全防控、热储能等周期为3-5年的共性技术攻关。储能技术交易服务机构现有“蒙科聚”等通用平台，缺乏针对液流电池、热储能、电网侧储能等的细分赛道，技术对接效率低。当前我市的储能企业普遍缺少储能领域专业科技经纪人，所有工作人员基本都是项目日常维护人员，很难提出专业性的技术需求，从而整理出系统化、中长期的攻关难点清单。北大鄂尔多斯能源研究院、鄂尔多斯实验室等平台多对接区外龙头企业，本地中小储能企业参与度极低。

三、推动我市新型储能高质量发展的对策建议

（一）完善市场与价格机制

建议国家电网明确新型储能独立市场主体地位，完善交易规则，同时健全容量电价、辅助服务补偿、峰谷电价联动机制，完善储能成本疏导和收益分摊机制。构建“多收益叠加”稳定现金流，当前鄂尔多斯多数储能仅靠峰谷套利（价差仅0.1–0.18元/kWh），收益单一波动大，必须搭建容量补偿+峰谷套利+共享租赁等多维收益体系，扩大企业盈利面。同时鼓励同一区域内多个储能项目通过共享储能等方式由电网进行全网优化配置，搭建市级储能共享租赁线上平台，统一发布储能容量、标准化租赁合同，明确保底租金+超额分成机制。将独立分散的储能资源统筹调度、分时复用，实现通道资源的集约化利用。

（二）科学布局加快配套工程建设

完善我市新型储能专项布局规划，明确布局时序，加快蒙西电网配套工程建设。立足鄂尔多斯库布其、毛乌素两大风光大基地、特高压外送通道、高载能园区、算力集群、绿氢产业本地禀赋，以电网侧、电源侧、用户侧三级分层布局为核心，同步统筹电网接入、交通、土地、能源、数字化、产业配套全链条设施建设，破解储能并网难、利用率低、配套滞后、盈利偏弱等突出问题。优先保障储能项目用地、用能、选址资源，打通并网接入瓶颈，避免出现配套未建设储能项目已经建成，因线路承载能力不足造成的储能企业无法满功率运行的现象出现。发展风光配套共享储能，建议在达拉特、杭锦旗、鄂托克前旗百万千瓦级风光基地统一规划集中共享储能，替代新能源企业分散自建配储。鼓励存量风光自备储能改造转为公共共享储能，对外出租容量获取稳定租金收益，避免因扎堆发展新能源配储造成资源浪费。

（三）积极拓宽融资渠道

鼓励金融机构、社会资本加大储能领域投资，鼓励银行机构推出适配新型储能项目的信贷产品。扩容长期低成本绿色信贷，一是引导国开行、农发行、本地商行落地储能专项长期贷，贷款期限延长至10–15年，匹配储能电站全生命周期；允许前3年只付息、后逐年等额还本，缓解前期现金流压力。二是用好央行碳减排支持工具、再贷款额度，银行投放储能绿色贷可低成本获取央行资金，要求利率较一般项目贷下浮0.5–1个百分点。在扩宽融资渠道的同时要加强危废储能设备回收配套，在达拉特、蒙苏经开发区布局动力电池梯次利用与回收基地，配套储能退役电池存储、拆解、再生设施，形成本地闭环产业链配套，完善用地、财税配套，增厚企业自有资金。

（四）搭建顶层协同组织体系

积极组建市级储能产学研创新联盟，政府负责牵头整合北大鄂尔多斯能源院、西安交大、内工大、远景和本地储能龙头，统一规划技术路线、联合攻关、共享试验场景。重点聚焦鄂尔多斯高寒温差大、风沙大、长时储能、风光配套消纳等痛点，依托谷山梁、万成功等大型储能项目，共建高寒新能源储能中试基地+实景验证电站基地。将储能人才列入市级极紧缺人才目录，加码安家、科研、租房补贴等优惠政策，引进院士、顶尖团队长期驻鄂合作。并且设立鄂尔多斯储能专项科创基金，补贴研发、中试、示范、成果落地全过程，落实科研容错免责机制充分调动院所与科研人员转化积极性。