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近日，内蒙古自治区商务厅联合自治区发展和改革委员会、工业和信息化厅、交通运输厅、农牧厅、文化和旅游厅、能源局、政务服务与数据管理局等 8 个部门，正式印发《关于发布〈2026 年内蒙古自治区相关产业应用场景清单〉的通知》。 283 个场景三大类，风光氢储一体化成新兴产业重点 清单中包括 283 个场景，其中园区载体应用类 19 个，主要承担 "首站承接" 功能；新兴产业壮大类 131 个，构成清单中最大的一块，覆盖风光氢储一体化、新材料制造、算电协同、人工智能、生物制造、低空经济、装备制造、新型化工八大细分方向；传统产业升级类 133 个，集中在循环经济、现代服务业、农牧业产业升级三条主线。 在 "沙戈荒 + 风光资源" 的主战场上，包头稀土高新区国家级零碳园区、鄂尔多斯风光装备全产业链示范基地、赤峰松山区绿色氢氨醇产业链、阿荣旗风电制氢制绿色甲醇、阿左旗新能源基地绿电消纳与算电协同等场景，共同指向一个清晰信号：内蒙古不再只是卖 "绿电"，而是要把绿电变成绿氢、绿氨、绿醇、绿色算力、绿色新材料，把资源优势变成产业链话语权。 27 个风光氢储一体化场景覆盖全区多盟市 本次清单共列出 27 个风光氢储一体化应用场景，覆盖包头、呼伦贝尔、兴安盟、锡林郭勒、鄂尔多斯、巴彦淖尔、阿拉善等多个盟市，涵盖制氢、储氢、绿氨、绿色甲醇、氢能装备制造等多元方向。 制氢与绿氨绿醇场景 ：阿荣旗风电制绿色甲醇场景依托周边年产秸秆约 570 万吨、可利用量约 395 万吨的资源优势，荣盛新能源年产二氧化碳约 30 万吨、梅里斯生物质热电厂 30 万吨；阿荣旗金石污水处理厂日可处理工业污水 160 万吨，生活污水 2 万吨，日最大中水产量约 1000 吨，可满足绿电制氢项目年需水量。该场景需求缺口年营收超 20 亿元，投资回报率稳定。 呼伦贝尔经开区绿色制氢醇一体化应用场景，依托丰富的风电、光伏及生物质等绿色能源资源，可满足产业发展所需绿电供给，已一体化化工中区创建，具备绿电、源网荷储一体化、碳足迹认证机制。 鄂尔多斯市电解水制氢、储氢一体化场景，在建制约 20000 吨电解水制氢及配套设施，拟招引 2 万吨氢气产能下游产业链企业。鄂尔多斯市电解水制氢、储氢、氢能综合利用一体化场景，已建成伊泰 120 万吨精细化学品项目、昊华 40 万吨甲醇项目，拟招引制氢、储氢、二氧化碳加氢生物发酵产业链企业。 巴彦淖尔市绿色氢氨场景和绿氢制造 — 绿氨应用场景，依托全市风能资源最富集的地区之一、年平均风速达 8 米每秒以上、年等效发电小时数 3500 小时以上的资源优势，已巴彦淖尔市引进风光制氢及绿色氨醇相关企业，打造蒙西绿氨制造出口口岸。其中绿氢制造 — 绿氨应用场景中，甘其毛都口岸 2024 年货运量达 4243 万吨，常年在甘其毛都口岸中蒙大货重卡货运量约 3 万辆，氢能重卡市场转型空间巨大。 氢能产业园与装备制造场景 ：包头氢能产业应用场景，率先建设了自治区首家氢能储能产业配套装备制造为特色的包头氢能产业园，占地面积 138 亩，总建筑面积 7.2 万平方米，布局加氢站、氮气、压缩空气、冷却水、纯水等配套设施。对于入驻园区的氢能装备制造企业，全链条配套支撑能力强，目前园区内已入驻上海申能、氢晨、鲲华等多家氢能行业龙头企业，上氮云为年用氢 20 万立方米新能源制氢示范工程项目，年制绿氢 7800 吨。二期项目已具备年制绿氢 4.7 万吨产能，绿氢资源丰富。同时，源网荷储全链条配套支撑建设，形成 "山北制氢、山南用氢，管网串联、全域覆盖" 的制氢工程布局体系。 赤峰高新区氢能产业配套延伸场景，规划面积 23.58 平方公里，基础设施配套 "七通一平"，正在中化园区，规划面积约 3400 亩，承联制氢绿色化工区。天合光能股份有限公司年产 50 万吨绿色甲醇项目已签约落地地区。市场基础：大唐集团、龙源集团、国能联合动力技术（赤峰）有限公司等企业落户园区。 锡林郭勒盟太仆寺旗风光一体化制氢及制造产业场景，太仆寺旗风能、太阳能资源丰富，风能总蕴藏量 1000 万千瓦，技术可开发量 300 万千瓦。70 米高风速达到 8.2 米 / 秒以上，年有效利用小时数 3300 小时；平均海拔在 1400 米左右，晴天多，太阳辐射强，光照充足，年日照时数近 2900 小时，太阳总辐射量可达 145 千卡 / 平方厘米，光伏有效利用小时数 1600—2000 小时。 储能与算电协同场景 ：兴安盟经开区新型储能技术与产业化场景，兴安盟新能源配套装备市场需求超 200 万千瓦，对兴安盟储能配套、系统集成市场超 20 万千瓦；电网侧调峰、用户侧峰谷套利储能年需求超 100 万千瓦，市场规模超 20 亿元；钠离子电池、液流电池等新型储能产品年需求超 5GWh，本地产业化空白；储能运维、技术检测服务年需求超 2 亿元，服务覆盖率不足 35%。 科右中旗新型能化共享电站运营场景，科右中旗首座 500 千伏变电站 — 榆合木 500 千伏新能源汇集输变电工程已正式投运，汇聚 120 组光伏变压器，作为区域新能源汇集枢纽，联络平甘与铝两个 500 千伏变电站，具备大规模储能接入条件。 此次清单的发布，为内蒙古风光氢储一体化产业发展提供了清晰的项目对接平台，将有力推动绿电就地转化为绿氢、绿氨、绿色甲醇等高附加值产品，加速内蒙古从 "能源输出" 向 "产业输出" 转型。
2月2日讯： 全钒液流系列之一： 全钒液流项目加速落地，整体产业化初具规模，能否在储能应用占据一席之地 一. 储能市场情况 2023 年碳酸锂价格波动、各厂商内卷、下游需求减弱延迟等一系列因素，造成 2023 年储能整体装机弱于预期。基于储能装机目标和政策推进，保守估计 2027 新型储能累计装机规模为 97GWh ， 2023-2027 年年复合增长率为 49.3% 。 图 1 ： 2023-2027E 中国新型储能累计投运装机规模预测 单位： MW 二. 全钒液流储能 全钒液流储能原理 全钒液流的正负极为钒盐溶液的液流电池。钒电池正、负极电解液的储能活性物质都是钒离子，以钒的氧化物或化合物发生氧化还原反应得失电子实现化学能向电能的转化，利用正、负极电解液中钒离子价态的变化来实现电能的储存和释放。全钒液流电池的正负极电解液活性物质全部都采用钒化合物。正负极氧化还原电对为 VO2+/VO2 + -V3+/V2+ ，活性材料为不同价态钒离子的硫酸盐，电解液基质采用硫酸水溶液。电池在满充状态下放电时，正极的活性物质发生还原 反应： VO2 + + e → VO2+ ，标准电位 +1.004 V ；负极的活性物质发生氧化 反应： V2+ → V3+ + e ，标准电位 -0.255 V 。全电池反应整体上可合并为： VO2 + + V2+ → VO2++ V3+ ，开路电压 1.259 V ， 即五价的钒酰离子将二价的水合钒离子的氧化为三价的水合钒离子，而自身被还原为四价的钒氧离子的过程 ，电子从负极出发，经外电路后到达正极。充电储能的过程则与之相反。在实际运行时，由于过电位等复杂因素，全钒液流电池的开路电压一般为 1.5~1.6 V 全钒液流储能优势 储能另有目前除磷酸铁锂外，新型储能如钠电、熔盐和全钒液流电池等在商业化进程快速前进。相比于磷酸铁锂电池，全钒液流虽整体能量密度较弱，但是其循环次数可高 20,000 次，生命周期内整体容量衰减几乎为 0 。随着新能源发电占比增高，因其发电不稳定、不连续等特点，需要搭配更长时储能电池系统。另一方面钒电池有安全性高、储能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、周期性价比高、 100% 深度放电等性能优势。同时，输出功率和储能容量相互独立，时长提升后成本边际递减；设计和安装灵活，适用于大规模、大容量、长时储能；储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。 全钒液流储能相关项目及政策激励 国家政策方面明确体积将百兆瓦时钒液流电池列为重点发展技术之一，地方政府方面也在强制配储上可选取钒液流液配储。 图 2 ：钒液流储能相关政策 》点击查看SMM新能源产业链数据库 SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 马睿 021-51595780 杨玥 021-51666856 袁野 021-51595792 冯棣生 021-51666714 徐颖 021-51666707 吕彦霖 021-20707875 柳育君 021-20707895
1月31日讯： 工商业储能系列之一： 工商业储能模式多样、应用场景多元化，多省装机即将放量 一. 市场情况 回顾 2023 年整体储能市场，虽处于一个快速增长的阶段，但 2023 年整体增长弱于预期。基于对新能源市场乐观的预期和行业内整体协定的目标来看，未来的新增动力依然充足。聚焦工商储能行业，整体行业发展受到电力储能发展的带动，在 2022 年有较明显的增量，虽目前其总体量较小，近年因储能系统成本降低、各地分时电价政策落地外加峰谷价差增大，工商业的储能的经济性进一步凸显，未来有较大的增长潜力和存在较高的投资回报收益。 二. 应用场景 目前工商业储能主要的应用场景主要有三类：单独配储、光储一体化和微电网。单独配储适用于削峰填谷帮企业节省电费，或是应对紧急情况作为备用电源；光储一体化更倾向于企业绿电转型，在满足自身用电同时还可以协助区域电网调节；微电网更适合整个工业园区、或是偏远地区，大部分时间独立于电网运行，需要时于电网协同工作。另一方面相比户用储能，工商业储能主要对接工业园区、商业中心、数据中心等用电较高的区域。这些应用场景也决定了工商业的储能产品无论是容量还是规格都要高于户储；相比于电力储能，其容量虽然小于电力储能，但因其对性能和采用电芯基本与电力储能属于同规格，但受限于场地限制，一般都会采取集成一体柜 三. 商业模式 工商业储能的商业模式有四种，分别是、纯租赁、业主自建、合同能源管理、融资租赁 + 合同能源管理。目前较为流行的是合同能源管理，但其受限于能源服务方资金压力，商业模式会逐渐过渡到融资租赁 + 合同能源管理，并在未来成为主流商业模式 纯租赁 纯租赁模式指业主从储能自产方租借储能设备。业主向出租方支付固定的租金，储能设备生产的全部收益归业主所得，如电力等。出租方需要在租赁期间承担设备维保服务。这种适用于轻资产有要求、短期使用的业主，该模式对储能设备的迁移、使用寿命、性能等都提出了更高的要求 图 1 ：租赁模式 业主自建 业主通过购买储能设备自建，并承担储能设备的运维工作。对于业主来说需要承担前期的大量投资成本，并且长期需要投入运维成本。综合短期补贴和长期电力差价节约的成本支出来看，整体盈利性较高，但受政策和地区电价波动影响较大，不确定性强 图 2 ：业主自建 合同能源管理 能源服务方建立并承担储能设备运维责任，将储能设备产生电力供给业主。业主仅需要提供建设土地，储能整体收益按照一定比例分配，目前也朱分配收益占比基本为 10% 。该模式对于也主来说，没有前期的高昂的设备投资和后期的运维投入，在获得低价电力的同时，可分享储能带来的收益。目前该方案在工商业储能应用较多 图 3 ：合同能源管理 融资租赁 + 合同能源管理 融合两种模式优势，早期采取融资出租模式，能源出租方将设备出租给业主。业主在固定周期内将获取收益一部分付给出租方，直到匹配储能设备价格，业主从租赁转为拥有。该模式在前期缓解业主的投资成本压力，后期对于出租方也有现金回流的益处。一方面既能推进工商业储能落地，也能更好的将储能真正用于工业 图 4 ：融资租赁 + 合同能源管理 》点击查看SMM新能源产业链数据库 SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 马睿 021-51595780 杨玥 021-51666856 袁野 021-51595792 冯棣生 021-51666714 徐颖 021-51666707 吕彦霖 021-20707875 柳育君 021-20707895
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