4月25日，内蒙古自治区能源局正式印发《蒙西新型电力系统建设行动方案（1.0版）》，其中提到到2030年，蒙西新能源发电装机规模达2亿千瓦左右，其中基地化开发规模1.7亿千瓦。

方案提出要推动新型储能技术在电力系统多场景应用，创新商业模式，加快新型储能示范推广应用，提升新型电力系统适应高比例可再生能源能力。

1、加快推进新型储能规模化应用。以电力系统实际需求为导向，推动储能设施向电力系统源网荷各环节提供服务。电源侧结合新能源资源开发，全面推进系统友好型新能源电站发展模式，实现储能与新能源电源的深度融合。在调峰调频困难或电压调节能力不足的关键电网节点，合理布局新型储能，提高电网安全稳定运行水平；在供电能力不足的电网末端和偏远地区，合理布局建设新型储能，支撑分布式新能源开发利用，保障用电需求和供电可靠性;在工业、通信、金融、互联网等供电可靠性要求高的用户侧，合理配置新型储能，提升用户电力自平衡能力，提高对大电网的稳定性支撐。到2030年，新型储能装机规模达到 2500万千瓦。

2、创新应用场景与商业模式。

在电力系统消纳能力较差、电网调峰需求较为集中的地区，因地制宜建设系统级独立式新型储能电站，增加电力系统调节能力，支撑新能源大规模接入消纳鼓励社会资本投资建设、运营维护独立储能电站。在新能源资源较好，新能源电站较为集中的地区，因地制宜建设集中式共享储能电站。依托智能充电设施，探索开展有序充电、调峰调频等电动汽车与电网互动新技术(V2G）应用，试点示范“风光储充”应用项目。聚合利用不问断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，围绕微电网、大数据中心、5G 基站等新型终端用户，探索智慧能源、虚拟电厂等多种新型储能应用场景与商业模式。

方案提出，要健全储能市场化运作机制。建立完善促进新型储能电站投资建设的补偿机制，灵活运用市场交易、价格政策．新能源配置等多种举措，激发社会资本投资建设新型储能电站积极性。明确新型储能独立市场主体地位，研究制定新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。健全完善峰谷、尖峰等分时电价政策，研究制定电网侧新型储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益，纳入输配电价回收。

方案提出，要健全安全保供补偿机制，研究建立应急备用和调峰电源管理机制，转为应急备用电源的企业给子合理补偿机制，完善应急备用电力交易机制，形成体现极端状况下电力市场实际需求的市场价格。加快推进需求响应市场化建设，建立以市场为主的需求响应补偿机制。推动完善峰谷电价机制，设计尖峰电价、可中断负荷电价等需求侧管理电价机制，激励各类电力市场主体挖掘调峰资源，印导可调节性灵活负荷主动参与需求侧响应。做好需求侧响应与现货市场交易的街接，通过市场化手段激发需求侧响应资源

到 2030 年，太阳能热发电装机规模达300万千瓦左右。抽水蓄能电站达到480万千瓦。新型储能装机规模达到2500万千瓦。 通道可再生能源外送电量占比超过50%。全部公用煤电机组完成灵活性改造，增加系统调节能力800万千瓦以上。全部自备电厂均参与电力系统调峰，释放调节能力700万千瓦以上。到2030年，蒙西电力市场具备与国家市场联合运行条件，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源得到优化配置。

附件：《蒙西新型电力系统建设行动方案（1.0版）》