內蒙古不僅是中國火電冠軍，也是中國新能源發展的標桿。
這里風能資源占全國的57%，太陽能資源占全國的21%。截至今年5月底，內蒙古新能源總裝機量突破1.4億千瓦，不僅在全國率先突破1億千瓦，而且新能源總裝機規模繼續保持領先地位，綠電外送量占全國1/3。
按照這個速度，內蒙古新能源累計裝機今年將突破1.7億千瓦，可同時滿足14個上海市、19個北京市的峰值用電需求。
龐大的新能源裝機量，觸發了內蒙古對新型儲能的需求，儲能裝機規模也呈現爆發式增長。
2024年，內蒙古新增新型儲能裝機708萬千瓦，同比增長2.4倍，總裝機規模突破1000萬千瓦，成為全國首個突破千萬千瓦的省份。截至2025年一季度，內蒙古新型儲能累計裝機達1086萬千瓦。
其實，截至2024年底，全國已建成投運的新型儲能項目累計裝機規模也才7376萬千瓦，相當于內蒙古一個省份占了近七分之一。
而且這一速度還在加快。
根據內蒙古《2024—2025年新型儲能發展專項行動方案》以及兩會部署，在2025年，內蒙古新型儲能將開工建設35個項目，新開工裝機1000萬千瓦，新投產600萬千瓦。
相當于2025年裝機量要在2024年基礎上增長一倍。
因為136號文取消強制配儲，很多地方的儲能建設在減速，但內蒙古在加速。
圖說：截至2024年各省份新型儲能裝機規模
來源：賽迪顧問
01 內蒙古儲能加速：3天開工5.5GW
尤其是進入6月份，內蒙古明顯加快了儲能開工速度。
根據能源電力說數據庫統計，6月1-23日，內蒙古完成備案的電網側/獨立共享儲能項目20個，備案儲能規模達到8.53GW/41.00GWh，約是1-5月全區備案儲能規模的50%。
6月26日-28日，三天之間，內蒙古有10個獨立儲能項目舉行開工儀式，總規模達5.5GW/24.8GWh，項目總投資約215.6億元。
具體包括：
1，6月28日，內蒙古自治區鄂爾多斯市谷山梁3GW/12.8GWh儲能電站項目開工建設。
該項目位于達拉特旗恩格貝鎮，總投資112億元，占地面積約1100畝，由遠景科技集團、內蒙古中電儲能技術有限公司、鄂爾多斯市達拉特旗博梁新能源科技有限公司、鄂爾多斯市鸞星新能源科技有限公司、達拉特旗燊能新能源有限責任公司共5家公司投資建設，共涉及7個項目，計劃2025年12月30日建成投用。
2，內蒙古烏蘭察布化德縣500MW/2000MWh獨立儲能電站項目。
6月28日，由化德縣星遠新能源科技有限公司投資、遠信儲能聯合承建的內蒙古烏蘭察布500MW/2000MWh獨立儲能電站項目正式開工。項目總投資約20億元。
3，6月26日，內蒙古烏蘭察布市察右中旗100萬千瓦/600萬千瓦時電源側儲能項目正式開工，該項目為目前全球規模最大的電源側電化學儲能項目之一，由水電十六局與福建永福電力設計股份有限公司聯合體承建。項目總投資約60億元。
4，6月26日，內蒙古興安盟突泉縣平川變電站100萬千瓦/400萬千瓦時新型儲能專項行動項目正式開工。總投資約43.6億元。
圖說：內蒙古鄂爾多斯市達拉特旗儲能項目集中開工
來源：達拉特旗
02 “新能源+儲能”，是新型電力系統的剛需
內蒙古新型儲能的井噴，主要原因還是配合新能源裝機快速增長的需求。
2020-2025年，蒙西電網新能源裝機年均增速超20%。風電、光伏新能源裝機規模占比超50%。
由于我國負荷東西分布不均，外送通道受限，新能源的消納壓力非常大。內蒙的棄風棄光率一度高達10%以上，全國最高。
“新能源+儲能”，是新型電力系統的剛需。
短時儲能（以鋰電為主），可平抑風光出力波動，提升電網穩定性。
長時儲能（液流電池、壓縮空氣、氫氨儲能等），可解決日內和跨季節調峰需求，支撐高比例可再生能源并網，破解可再生能源消納難題。
新能源配儲能，也是工業領域低碳轉型的“調節器”。比如一些園區涉及高耗能產業（如電解鋁、煤化工），可通過儲能技術賦能，比如通過“風光儲氫”一體化項目，為電解鋁等高載能行業提供低碳電力，降低化石能源依賴。
總之，儲能是新型電力系統的核心環節和“穩定器”。
內蒙古對儲能的作用顯然有深刻認識，所以從一開始，就從整個產業鏈來考慮儲能的布局。
內蒙古致力于構建儲能全產業鏈體系，覆蓋從原材料供應到電芯制造、系統集成及儲能電站建設。
目前，包頭、鄂爾多斯、呼和浩特等地已成為儲能產業核心區域。包頭市提出打造“中國儲能之都”，計劃到2027年實現儲能產業產值500億元，已引進緯景儲能、人民控股、中航鋰電等龍頭企業。
鄂爾多斯則依托遠景動力電池等項目，目標實現儲能電站裝機容量占新能源裝機容量10%以上。
2025年，內蒙古儲能裝備產值預計達到1000億元，核心部件實現本地化生產。
內蒙古還規劃了“電源側獨立儲能+電網側獨立儲能+構網型儲能”協同發展的路徑，重點在新能源匯集區、電網關鍵節點（如包頭、烏蘭察布）及高比例新能源外送基地布局儲能，以提升電網調節能力、保障電力安全供應。
03 政策兜底與市場化創新
當然，有了需求和規劃布局還不夠，如何通過政策和市場化機制，吸引更多企業愿意來投資，才是實現這些目標的關鍵。
內蒙古通過“容量補償+現貨交易+輔助服務”的多元化收益模式，構建了成熟的儲能商業化路徑，成為全國新型儲能商業化的標桿。
內蒙古儲能市場的爆發，離不開強有力的政策支持。近年來，內蒙古出臺了一系列政策，形成“政策組合拳”。
首先是容量補償機制：2024年起，內蒙古實施全國最高標準的容量補償政策，對獨立儲能電站按實際放電量給予0.35元/千瓦時補償，執行期長達10年。顯著提升了項目經濟性。
這種“按量補償、長期鎖定”的模式，從根本上為儲能項目注入了確定性，有效對沖了初期高昂投資與未來收益波動的巨大風險，為投資者信心構筑了堅固的基石。
尤為關鍵的是，補貼與“實際放電量”而非“裝機容量”掛鉤，徹底打破了儲能設備“建而不運、占而不調”的行業痼疾，倒逼運營方深度參與電網調節，將每一度電的價值發揮到極致。
二是電力市場化改革。市場的活力最終體現在價格波動上，內蒙古的電力市場化改革為儲能發展創造了有利環境。
蒙西電力現貨市場已實現連續運行，采用“全電量現貨+中長期差價”模式，儲能電站可通過峰谷套利、調頻和備用服務獲得多元化收益。蒙西電網在全國率先建成并正式運行“滾動出清 + 節點電價 + 差價合約”的省級現貨市場完整體系。這使得儲能真正從被動的調節資源，躍升為能夠主動決策、創造價值的市場主體。
現貨市場不僅為儲能開辟了黃金套利空間，其實也為用戶節省用電成本。數據顯示，隨著新能源的迅速接入，蒙西電網的平均電價在幾個月內幾乎減半。
蒙西輔助服務市場也為儲能電站提供了重要收入來源。2024年調頻輔助服務市場規模超12億元，儲能占比從2023年的15%提升至35%。蒙西調頻里程申報價格范圍從6-15元/MW調整為2-12元/MW，反映了市場競爭加劇，但也意味著儲能參與調頻市場的門檻降低，為更多投資者提供機會。
04 遠景答案：“軟硬件一體化”戰略
內蒙古憑借政策創新與市場機制，正打造全國儲能商業化標桿，形成“政府搭臺、企業唱戲”格局。
但企業如何唱好戲，如何在市場化博弈中脫穎而出，還是需要核心競爭力。
在內蒙古這片氣候嚴酷、電網復雜的土地上，硬件不是錦上添花的配置，而是關乎項目成敗的生死底線。零下40℃的極寒、零上37℃的酷熱、高達35℃的晝夜溫差，以及頻繁的沙塵天氣，無一不對儲能系統的環境適應能力提出極限挑戰。
同時，高比例新能源并網所帶來的頻率和電壓劇烈波動，也要求儲能設備具備毫秒級響應和高頻次充放電的能力。任何硬件上的薄弱環節都會被無限放大，直接影響系統的穩定運行與經濟效益。
在這場同臺競技的市場化舞臺上，跑出了一些優秀案例。
遠景儲能通過“軟硬件一體化”的核心戰略，取得了非常優秀的成績。
遠景儲能硬件設計充分契合軟件策略的執行需求，為高級算法提供了堅實的物理基礎和快速響應能力。
與此同時，遠景的軟件系統能夠深入感知硬件底層狀態，基于電池實時健康數據動態調整控制策略，實現精細化調度與優化。這種原生融合的協同體系，不僅保障了交易策略的高效執行和能量管理的最優配置，也提升了系統運行的安全性和穩定性，最終實現全生命周期效益的最大化。
圖為景藍烏爾圖電站
正是基于這種極致的可靠性，在景藍烏爾圖電站，基于遠景智慧交易型儲能系統的高轉換效率，2月至5月期間，場站的綜合效率達到了89.2%，比同區域平均水平高出約4個百分點。
同時，由于遠景系統的高可靠性，電站的功率可用率達到了99%，容量可用率超過了97%。更重要的是，遠景硬件具備連續高頻充放電能力，無需靜置冷卻，這意味著它能捕捉到更多、更密集的交易機會，將硬件的物理性能無縫轉化為商業價值。
當前，市場上許多交易軟件仍停留在“紙上談兵”的階段。電價預測模型精度不足、策略模型與本地政策融合不深、對市場變化響應遲緩。
遠景儲能平臺內嵌了由多個專用AI大模型構成的決策矩陣，并通過其核心的智能交易算法（AutoBidder），將算法能力推向極致。它能夠整合海量的歷史數據、氣象信息與電網負荷等多維輸入，實現對電價的高精度預測。
實踐證明，遠景儲能日前/實時節點電價預測準確率穩定在85%以上，峰谷預測準確率更是超過90%，相較行業平均水平高出約5個百分點，為制定最優交易策略提供了堅實的數據基石。
總之，內蒙古探索出的“容量補償+現貨交易”模式，其意義已遠超區域范疇。它為那些優秀的企業提供了展現技術創新的舞臺，也為全國其他地方如何有效激勵儲能發展、推動技術創新、并讓儲能真正成為新型電力系統的穩定器和壓艙石，提供了一個可復制、可推廣的優秀標桿。
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