——2021年——

12月24日内蒙古自治区人民政府办公厅印发《关于加快推动新型储能发展的实施意见》（内政办发〔2021〕86号）

提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。在源、网、荷侧应用场景建设一批多元化新型储能项目，规模布局与新型电力系统发展相适应。全面提升技术创新能力与应用水平，建立健全标准体系与管理机制，培育完善市场环境和商业模式。建成并网新型储能装机规模达到500万千瓦以上。

——2023年——

11月15日，自治区工业和信息化厅印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知（内能电力字〔2023〕1101号）

包括6个章节，22个条款。建设要求：具备独立法人资格，运营生命周期不低于20年（含电池更换），电站充放电转换效率一般不低于60％，电站可用率不低于90％。具备独立计量、控制等技术条件，并且暂考虑电网侧独立储能电站（其中提升系统调节能力的储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于4小时，保障高峰用电需求的储能电站放电功率不低于10万千瓦、连续放电时长不低于4小时，解决末端电网用电需求的储能电站放电功率不低于0.5万千瓦、不超过5万千瓦、连续放电时长不低于8小时）和电源侧独立储能电站（储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于2小时）。运营管理：独立储能电站按电网企业要求接入相应的电压等级，按照国家和自治区电力并网运行管理规定，纳入全区电力运行统一管理。电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站在正常运行方式下作为独立市场主体，按市场规则参与电力市场和辅助服务市场交易，自主申报充放电计划。电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站均可以双重身份参与交易。入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元／千瓦时，补偿期暂按10年考虑，如有容量市场或容量电价相关政策出台，按新政策执行。项目申报：电网侧独立储能电站由自治区能源局统一组织示范项目申报。各盟市能源主管部门会同电网企业组织上报本地区符合条件的储能项目。电源侧独立储能电站不开展示范项目申报，由储能企业自主选择独立储能电站容量和场址位置，原则上就近布局在与之建立对应关系的新能源电站周边。监督管理：各盟市能源主管部门对本地区的独立储能电站实行备案管理，并及时将备案情况报送国家能源局派出机构和自治区能源局。独立储能电站建设完成后，由所在盟市能源主管部门牵头负责，会同电网企业按照国家相关规定联合组织竣工验收。

——2024年——

2024年5月18日，自治区能源局印发《内蒙古自治区2024－2025年新型储能发展专项行动方案》的通知（内能源电力字〔2024〕335号）

提出：在已批复新型储能项目的基础上，2024年新开工1000万千瓦新型储能，建成投产650万千瓦／2900万千瓦时，2025年再新开工新型储能装机1100万千瓦，建成投产1450万千瓦／6500万千瓦时。其中，电网侧独立储能，包头2024年威俊500千伏变电站布局150万千瓦6小时储能；2025年卜尔汉图500千伏变电站布局150万千瓦6小时储能。

——2025年——

3月12日，内蒙古自治区能源局印发《关于加快新型储能建设的通知》（内能源电力字〔2025〕120号）

明确了灵活的容量补偿标准。提出对纳入自治区规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准，补偿标准时间为10年。2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元／千瓦时，6月30日前不能开工的项目不执行2025年度补偿标准。同时，明确独立新型储能电站可放电时作为发电企业，充电时视同电力用户“双重身份”参与交易，可自主选择参与电力市场的运行模式。2025年2月，蒙西电网全网现货市场出清均价按1小时计算，平均峰各价差为0.6635元／千瓦时，按4小时计算的平均峰各价差为0.5279元／千瓦时。