中国储能网讯：2024年，内蒙古多边交易市场绿电交易成交总量超900亿千瓦时，实现了从无到有、再到全国领先的历史性突破；电网直调新能源装机容量超过5400万千瓦，其中96%以上的容量直接参与中长期绿电交易，绿色电力市场供应“量大势足”；绿电交易结算电量超1亿千瓦时的企业共112家，地区绿电消费量水平得到显著提升……

一直以来，内蒙古作为国家重要能源基地，时刻以先行者姿态探索新型能源体系建设，通过“本地问题驱动全局创新”，打造发展新引擎，成绩斐然。

今年2月，作为全国首个实现新能源全电量入市的现货市场，蒙西地区以“发用双侧全电量参与”“日前预出清+实时市场”等机制创新，通过“煤电兜底+多元调节+市场驱动”的创新组合拳，新能源装机占比突破52%，为全国书写构建高比例新能源供给消纳体系的破题答卷。

平稳应对“136号文”挑战

作为新能源重镇，内蒙古拥有全国一半以上的风能资源和超1/5的太阳能资源，风光资源技术可开发量约108.6亿千瓦。2024年，内蒙古新能源装机达1.35亿千瓦，是全国首个新能源装机破亿千瓦的省区。

依托“光伏可开发量全国第二、风电资源占全国70%以上”的天然优势，内蒙古确立了“新能源为主、煤电兜底”的能源体系。当前新能源装机占比已达52%—53%，居全国前列。同时，新能源市场化率超90%，通过现货市场全电量竞价、中长期差价结算等机制，新能源发电量占比从2021年的21.6%提升至2024年的26%。

此外，今年初蒙西顺利转入电力现货市场正式运行，成为全国第5个正式运行市场，无须大规模调整即实现了平稳过渡。

蒙西地区的改革实践，如同一匹稳健前行的“黑马”，不仅平稳应对了国家“136号文”的政策考验，更在储能激励与绿电交易领域树立了标杆。

今年1月，国家发改委和国家能源局联合发布《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》（以下简称“136号文”）。该文件的出台，标志着我国电力改革进入新阶段，旨在通过市场化手段推动新能源上网电价机制完善，进一步促进新能源高质量发展。

“136号文”要求“新能源全面入市、以实时市场主导”，蒙西在全国率先探索全电量现货市场，早在2022年就要求除扶贫和分布式项目外的所有新能源场站“全电量报量报价”参与现货实时市场竞争，可以说提前实现了该目标。“‘136号文’提出建立‘可持续发展价格结算机制’，这与蒙西首创并成熟的‘现货全电量+中长期差价结算’模式异曲同工，以实时电价为基础的中长期差价结算架构，既通过实时市场价格信号有效引导各类系统调节资源，又保障了新能源参与市场的合理收益，市场结算规范透明，已被国家采纳为全国范本。” 内蒙古自治区能源局相关人士向《中国能源报》记者介绍说。

除机制具有超前性之外，收益保障兼容性也使得内蒙古电力交易平稳应对“136号文”挑战。“136号”文倡导“可持续发展价格结算机制，内蒙古政策的核心机制就是通过“现货市场+差价结算”并设置一定程度的风险防范机制等市场架构，在功能上较为平滑地实现了对新能源收益的基本保障。

这些措施直指新能源并网的核心矛盾——通过提升系统灵活调节能力，将电网安全边界从早期“新能源出力占比不超过15%”的理论阈值，推高至短时发电占比超70%的实践水平。

充分激活调节力量

在构建高比例新能源电力系统的进程中，储能犹如平衡波动的“压舱石”。但目前，国内各地普遍采用短期、低强度的激励政策，行业也普遍存在补偿强度不足、政策周期过短、收益预期不稳和与使用效果脱钩的问题。

比如，甘肃的0.003元/千瓦时仅能覆盖储能度电成本零头，无法形成有效激励；山东等地的3年补偿期，远低于储能项目10年以上的回收周期。此外，新疆的逐年退坡机制放大远期风险，抑制长线资本布局。广东等地的建设补贴易催生“劣质装机”，无法确保实际调节效能。

内蒙古电力（集团）有限责任公司电力调控公司有关负责人向记者展示了一组数据：今年前5个月，蒙西电网新能源最大发电电力超过3500万千瓦，占同时刻全网发电比例突破70%，日最大发电量占比突破50%，单月发电量占比突破40%，总发电量占比达到36.7%，同比增加10.4个百分点。“这个增长量其实非常客观且难得，核心问题就在于本地问题驱动全局创新。”该负责人说。

内蒙古新能源发电量和装机“高歌猛进”的背后，独立新型储能激励政策功不可没。今年初，内蒙古出台了独立新型储能放电量补偿政策，通过“放电量挂钩+十年锁定期”，以最高标准、最长周期、最活机制成为行业标杆，也直击行业发展痛点。

从“补装机”转向“补服务”，内蒙古以放电量为核心指标，将补贴与电网实际调节贡献绑定，确保政策资金“用在刀刃上”。

这一政策的核心在于摒弃了常见的装机容量补贴，创新性地将补贴基准锁定在实际放电量0.35元/千瓦时，这样可以有效杜绝项目“建而不运”的“旧疾”，更给投资者注入强心针的是长达十年的补贴周期，这完整覆盖了主流电化学储能项目的全生命周期，提供了前所未有的长期收益确定性。十年锁定期相当于为投资者签发“收益保险单”，极大降低了技术迭代与市场波动的不确定性，对冲了风险。

同时，内蒙古鼓励独立新型储能参与电力市场，充、放电价格完全通过市场机制形成，支持独立新型储能自主选择参与电力市场的运行模式，支持新型储能自主申报充放电曲线、优先出清、作为价格接受者参与电力现货市场，引导储能获得现货市场价差收益的同时，充分发挥调节作用。

这套组合拳效果立竿见影。独立新型储能项目内部收益率(IRR)跃升至8%—10%，远高于甘肃、新疆等地，资本投资热情高涨。截至5月，内蒙古并网储能装机已突破900万千瓦，规模稳居全国前列，其中蒙西电网装机近600万千瓦、最大放电电力突破500万千瓦，成为支撑电网安全、平抑新能源波动不可或缺的“调节先锋”。

在上述内蒙古能源局相关人士看来，有效的政策不在补贴力度本身，而在于能否构建“效果导向、风险共担、长期可信”的规则框架。“我们不再纠结补贴年限与强度，用‘十年放电量挂钩’的制度创新，为全国储能产业化蹚出一条兼具经济性与可持续性的破局之路。”

绿电交易规模与主体第一

电力市场机制如同一台精密的引擎，高效激活了系统资源。新能源发电占比提升至36%；用户侧自主削峰填谷负荷提升200万千瓦以上；蒙西火电调节能力提升200万—300万千瓦；乌兰察布铁合金企业年节省成本8000万元；阻塞问题得到缓解，火电受阻率大幅下降。

储能十年补贴锁定收益、存量新能源项目可退出保障电量机制搏击市场、绿电制氢等新业态拓宽盈利场景、发电企业加码投资“沙戈荒”基地，目标再造“塞上三峡”……在机制创新与政策护航下，内蒙古绿电交易生态呈现出爆发式增长。

2024年，内蒙古绿电交易总量历史性突破900亿千瓦时，参与其中的112家企业年度结算电量均超1亿千瓦时，横跨钢铁、电解铝等传统产业和晶硅、数据中心、5G等新锐力量。

上述内蒙古能源局相关人士表示，这得益于内蒙古取消新能源交易比例上限，允许新能源企业与用户自主决定交易规模，并将新能源交易置于火电之前。

更为重要的是，在内蒙古得天独厚的资源禀赋、规模化开发摊薄的巨大成本优势、激增的企业绿电需求以及储能补贴、市场搏击、绿电制氢等新业态共同编织的“收益安全网”庇护下，即使在现货市场价格呈现波动，投资热度依然不减，2023年内蒙古新能源投资同比激增114%。

今年6月，蒙西与国家电网、南方电网开创性完成全国首次多通道跨区绿电交易，1637万千瓦时绿电跨越2000公里抵粤，“三网联动”范式为更大范围的能源协同打开想象空间。

然而在电力市场交易不断发展的当下，挑战也如影随形。

随着新能源占比突破50%，瞬时出力占比甚至冲高至70%以上，系统平衡的压力持续增大。内蒙古电网东西跨度2400公里带来的阻塞风险虽已改善，仍需持续优化。本地绿电需求虽增长迅猛，但面对装机规模的持续扩张，如何进一步拓展跨区、跨省消纳市场，破除输送瓶颈，成为释放潜力的关键钥匙。

同时，市场机制本身也需持续进化。受访人士均表示，参与主体激增、交易规模扩大、虚拟电厂等新形态涌现，要求风险防控、分区定价精细化、容量市场探索等不断深化，这都是我们未来需要不断解决的问题。

此外，对于当前力度空前的储能补贴政策，其长期可持续性及成本传导的公平效率问题，也需未雨绸缪，更需要设计清晰的补贴退坡路径，确保市场健康肌体。

当市场机制释放价格信号、调节资源筑牢物理支撑、区域协作打破行政藩篱时，“风光无限”的能源新时代才能真正落地生根。改革的答案不在教科书里，而在因地制宜的解决方案里。当前，内蒙古这片风与光的土地，正为全国书写构建高比例新能源供给消纳体系的破题答卷。