数字储能网讯：两年间开展两批次专项行动，释放近百GWh储能需求；强配储落幕，独立储能将迎发展新机遇；蒙西现货市场转正，储能商业模式全面打通。

新能源大省内蒙古，凭借近几年在市场机制、商业模式、场景布局等方面的几次关键布局，储能装机实现了高速发展，在新的市场机遇下，内蒙古储能蓝海市场已然开启。

两批次专项行动释放超95.3GWh需求

近日，内蒙古自治区能源局印发《2025年新型储能专项行动实施项目清单的通知》（以下简称“通知”）

根据通知，共计22个项目纳入自治区2025年新型储能专项行动实施项目清单，装机容量1110万千瓦/4930万千瓦时（11.1GW/49.3GWh），单个项目规模均在GWh级。

分区域来看，22个项目中，16个分布在蒙西地区，装机容量8.1GW/37.3GWh；6个分布在蒙东地区、装机容量3GW/12GWh。

分技术类型看，主要采用电化学储能、压缩空气储能、电热熔盐等3种储能技术。其中电化学储能（磷酸铁锂）8.8GW/37.2GWh；压缩空气储能2.1GW/10.5GWh；电热熔盐储能200MW/1600MWh。

也就是说，上述项目中，长时储能占比近半。

此次通知还设置了项目投产节点，争取在2025年6月底前开工，12月底前投产。

去年7月，内蒙古发布了2024年新型储能专项行动实施项目清单，涉及9个储能项目，总计规模10GW/46GWh。

加上此次公布的11.1GW/49.3GWh储能项目，内蒙古两批次专项行动，共带来储能需求21.1GW/95.3GWh。

另外，内蒙古2024年以来还发布多个电网侧示范项目、市场化新能源配储项目，累计规划储能规模近120GWh。

一些列的项目布局、建设推动着内蒙古储能装机高速发展。

据CESA 储能应用分会产业数据库统计，2024年，中国新型储能新增装机42.46GW/109.58GWh，超全球新增装机的60%，同比增长99.17%（功率）/129.56%（容量）。

其中，新疆2024年新型储能新增装机容量规模最大，达20.92GWh；内蒙古新增功率规模最大，达6.49GW。

截至2024年底，中国新型储能累计装机74.66GW/176.45GWh，同比增长131.86%（功率）/163.8%（容量），首次超过抽水蓄能。

其中，内蒙古储能累计装机功率规模居全国之首，为10GW，是首个也是唯一超10GW的省份，容量规模为24.9GWh，排名第二；新疆储能累计装机容量规模第一，为29.3GWh，内蒙古、新疆是全国仅有的容量规模超20GWh的省份。

值得关注的是，截至2024年底，全国共有25个省（市、自治区）提出了“十四五”新型储能装机目标，总规划达86.6GW，其中内蒙古最高，为14.5GW。

今年，2月11日，内蒙古自治区人民政府下达《2025年自治区国民经济和社会发展计划》计划表示，2025年实施新型储能专项行动，开工新型储能装机1000万千瓦（10GW），建成投产600万千瓦（6GW）。

这意味着，随着十四五节点将至，2025年，内蒙古储能装机将迎来新一轮高速增长。

储能迈向市场化，内蒙古前瞻布局攒足后劲

内蒙古储能在2024年实现爆发式增长并非偶然，与其近几年在市场机制、商业模式、场景布局等方面的几次关键布局不无关系。

作为新能源大省区，内蒙古风光资源丰富，风能占全国的57%，太阳能占全国的21%，是中国四大沙漠能源基地、东数西算等国家的战略落脚点。

随着新能源发电装机规模的不断扩大，储能作为解决新能源消纳问题的关键技术，市场需求将持续增长。

同时，特高压外送通道的建设滞后于大基地，煤电等调节性能力有限，也为内蒙古储能的大规模发展提供了空间。

2025年强配储政策取消之前，各地的储能发展为政策驱动型，配储成为拉动各地储能增长的动力。

内蒙古地区也不例外，配储要求为新能源装机容量的的15%/2小时，2022年11月，《内蒙古自治区碳达峰实施方案》给内蒙古十四五储能发展规划了明确的目标，明确提出到2025年，新型储能装机容量达到500万千瓦以上。

12月，内蒙公布《源网荷储一体化项目实施细则》明确配储比例为15%/4小时，释放了配储需求，也为长时储能应用提供了发展空间。

同月，储能投资领域一直关注的内蒙古储能新政出台。

这份名为《支持新型储能发展若干政策(2022-2025年)》《政策》针对内蒙古现有体制机制及支持政策不足，提出了支持的新型储能类型、配建形式、建设规模、价格政策等。

《政策》不仅提出支持锂电池、液流电池、压缩空气、飞轮等不同类型的新型储能规模化发展布局，对其他类型的储能开展试点示范应用，还鼓励分别从电源、电网、负荷三个方面开展多元化发展模式。

其中，明确纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，此次新政，为独立储能创造了合理盈利空间。

2023年10月，内蒙古发布新能源倍增计划，新能源装机按下加速键。

该计划提出，力争到2025年，全区新能源发电装机达到1.5亿千瓦以上，发电量达到3000亿千瓦时均比2022年实现倍增;到2030年，新能源装机规模超过3亿千瓦，发电量接近6000亿千瓦时。

以此推算，2023-2030年，内蒙每年平均需要新增3000万千瓦新能源装机，按15%比例配储，每年将带来4.5GW储能需求。

11月，内蒙古独立储能迎来了重要的政策助力，《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》发布，综合考虑了内蒙电力系统特有环境，以促进新型储能高效应用为目标，提出了电网侧、电源侧独立储能的有效发展途径，也在商业模式上进行了创新，吹响了内蒙古新型储能大规模发展的号角，也为日后独立储能逐渐走上台前攒足了后劲。

在商业模式上，内蒙古新型储能盈利模式逐渐完善，以容量补偿机制为基础，蒙西(内蒙古西部)建立起“容量补偿+现货交易”的盈利机制、蒙东(内蒙古东部)则建立起“容量补偿+辅助服务”的盈利机制。

2023年，我国共有5个现货连续运行地区，分别是山西、广东、山东、甘肃和蒙西。这些区域中，蒙西的实时峰谷价差最大，日最大峰谷价差1.549元/千瓦时，储能通过峰谷价差获利收益可观。

蒙西现货市场转正，储能商业模式全面打通

各地的强配储政策推动了近两年中国储能装机规模实现了高速增长，但同时，新能源配储“建而不调”问题愈发突显，内蒙古市场也不例外。

作为各类储能示范项目主要的分布区域，蒙西地区在国家能源局对华北区域新型储能建设和运营情况的调研中就被指出“新能源配建储能市场机制不健全”，原因是河北和蒙西共计106座、容量高达7GWh的电源侧配储在运项目均存在调度运行响应不积极、利用率低等问题。

今年2月，针对这一行业诟病的问题，两部委印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》提到，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

这意味着，在政策引导和市场需求之下，鼓励投资建设共享（独立）储能电站成为大多数省份探索实现新能源消纳的新方向，通过实施独立储能示范项目也成为多数地区实现本地储能快速发展的重要手段。

经历了前期政策蓄力，内蒙古独立储能发展迅猛，据CESA 储能应用分会产业数据库统计，2024年电网侧独立/共享储能新增装机26.32GW/64.82GWh，容量占比59.15%，总投资额超935亿元，内蒙古以2.81GW/7.68GWh的规模位居第二。

此前，“容量补偿+现货市场+辅助服务”已经成为蒙西电网侧独立储能较为确定的盈利模式。其中，在容量补偿盈利模式，电网侧独立储能按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期10年。以100MW/400MWh电站粗略测算，单日放电量以额定容量的60%计，年运行260天，则年容量补偿金额约超2000万元。

今年2月24日，华北能监局、内蒙古发改委联合印发《关于蒙西电力现货市场由试运行转入正式运行的通知》，正式宣布蒙西成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场，内蒙古的储能商业模式就此全面激活。

蒙西在正式转入电力现货市场后，独立储能逐步以“报量报价”形式参与，增加收益能力。

据《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则》、《蒙西电力市场备用辅助服务交易实施细则》，储能电站还可以参与调峰、调频、备用等辅助服务市场，内蒙古的储能商业模式亦将充分打开。