容量補償期10年、最高0.35元/kWh，內蒙電網側獨立新型儲能示范項目實施細則制定中

儲能與電力市場獲悉，《內蒙古自治區電網側獨立新型儲能電站示范項目實施細則》（下稱：《細則》）正在制定中，該《細則》對電網側獨立儲能電站示范項目的申報、備案、運行管理等都予以規范。

根據《細則》，內蒙古自治區電網側獨立新型儲能電站示范項目，形成了較為清晰的盈利方式：電力現貨市場+輔助服務市場+容量補償（按放電量計算）。

其中，容量補償按放電量計算，補償上限為0.35 元/千瓦時，補償期10 年，由除儲能外所有發電側市場主體分攤。

(相關資料圖)

需要注意的是，示范項目不得通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益。即：容量補償與容量租賃，不可兼得。

在技術要求方面，《細則》提出：為系統提供電力支撐的示范項目單個電站放電功率不小于20萬千瓦，放電量不小于120萬千瓦時，優先考慮能提供物理轉動慣量的技術路線。解決末端電網用電需求的示范項目單個電站放電功率不大于5萬千瓦，連續放電時長不低于8小時，優先考慮能提供物理轉動慣量的技術路線。

這意味著，與西藏、新疆出現構網型儲能需求相似，內蒙或將出現同樣的構網型儲能需求。另外，液流電池等長時儲能技術，將在電網薄弱地區獲得發展機遇。

在金融支持方面，《細則》提出：將示范項目及配套產業納入綠色金融支持范疇，根據項目實際和預期現金流，在銀企雙方自主協商的基礎上予以利率優惠和調整還款進度、期限等安排，針對不同投資主體提供綠色融資支持，鼓勵產業資金注入產業，保障示范項目資金需求。

這一條款，將有效降低儲能電站開展過程中獲得綠色金融支持的難度，降低融資成本。

《內蒙古自治區電網側獨立新型儲能電站示范項目實施細則》各條款詳細的分析如下。

根據《細則》，申報電網側獨立儲能電站示范項目應滿足：

運營生命周期不低于20年（含電池更換），獲得備案后建設工期不超過2年。

此外，對于電化學儲能電站，性能上應滿足單次電池系統工作壽命10年以上、6000次循環系統容量衰減率不超過20%（90%DOD循環）、鋰電池儲能電站交流側效率在85%以上、放電深度不低于90%、電站可用率不低于90%等條件。

值得注意的是，《細則》對于示范項目功率、儲能時長、技術路線、布局區域及運行管理等也有相應的要求。

特殊要求和布局要求：

替代輸變電投資的：單個電站放電功率不小于100MW，放電量不小于200MWh，并滿足電網企業提出的其他技術指標要求；重點布局在新能源局部受限、或供電能力短時不足地區。

為系統提供電力支撐的：單個電站放電功率不小于200MW，放電量不小于1.2GWh，優先考慮能提供物理轉動慣量的技術路線；布局在網架加強地區，充分發揮對全系統的支撐作用。

解決末端電網用電需求的：單個電站放電功率不大于50MW，連續放電時長不低于8小時，優先考慮能提供物理轉動慣量的技術路線。重點布局在阿拉善、錫林郭勒以及北部邊境電網薄弱地區。

運行管理：

示范項目在正常方式下，作為獨立主體參與電力市場交易，自主申報充放電計劃，在電網供需緊張、發生故障等特殊方式下，嚴格按照調度機構安排的運行方式進行充放電。

替代輸變電投資的示范項目參照電網設施管理規定、為系統提供電力支撐的和解決末端電網用電需求的示范項目參照電源設施管理規定，納入全區電力運行統一管理。

在盈利模式方面，示范項目的收益主要分為電力（現貨）市場、電力輔助服務市場以及容量補償。

示范項目主要通過參與電力（現貨）市場和電力輔助服務市場獲得收益，充放電電量電價以及輔助服務費用按相關市場規則執行；

示范項目全部充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，并享受容量補償，補償上限為0.35元/千瓦時，補償期10年，容量補償費用按放電量計算，由除儲能外所有發電側市場主體分攤；

示范項目不得通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益。其他盈利模式按國家最新政策執行。

目前現貨市場僅在蒙西運行，由此分析，電網側獨立儲能示范項目對應著以下兩種盈利方式：

儲能容量補償+輔助服務+現貨市場

儲能容量補償+輔助服務

其中輔助服務政策中，蒙西區域和蒙東區域分別有望通過調頻/調峰輔助服務獲利。2020年9月東北能監局發布的《東北電力輔助服務市場運營規則》曾指出，規模10MW/4小時以上的儲能系統可為電網提供調峰輔助服務，或為儲能電站調峰提供參照。參照該運營規則下對火電機組深度調峰市場競價時報價上下限的相關規定，或可用0.3-0.5元/kWh的調峰補償標準為儲能電站進行測算。

此外，在技術試點示范和研發支持方面，鼓勵示范項目開展新型儲能技術應用示范、首臺（套）重大技術裝備示范，支持開展液流電池、飛輪、壓縮空氣、鈉離子電池、固態鋰離子電池、重力等技術路線試點示范，鼓勵企業牽頭建立新型研發機構、重點實驗室、創新聯合體，開展新型儲能技術協同攻關，對符合條件的推薦納入“科技興蒙”政策支持范圍。

其它支持政策還包括，將示范項目及配套產業納入綠色金融支持范疇，根據項目實際和預期現金流，在銀企雙方自主協商的基礎上予以利率優惠和調整還款進度、期限等安排，針對不同投資主體提供綠色融資支持，鼓勵產業資金注入產業，保障示范項目資金需求。

在項目申報備案和運營方面強調，各盟市能源主管部門按照項目投資有關法律、法規等對本地區示范項目進行備案管理，將項目備案情況上報自治區能源局、國家能源局華北監管局和東北監管局。項目運營方面，投資主體不得擅自變更建設內容，正式投產后五年內，不得以出賣股份、資產租賃、分包、轉包等任何方式實質性變更投資主體。

以下為《細則》原文：

內蒙古自治區電網側獨立新型儲能電站示范項目實施細則

第一章 總 則

第一條 【目的依據】為落實《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于加快推動新型儲能發展的實施意見》，有序推進自治區電網側獨立新型儲能電站建設，制定本細則。

第二條 【適用范圍】本細則適用于全區電網側獨立新型儲能電站示范項目（以下簡稱示范項目）的申報、備案和管理。

第三條 【名詞解釋】新型儲能是指除抽水蓄能外以輸出電力為主要形式，并對外提供服務的儲能技術，主要包括電化學、壓縮空氣、飛輪、重力、超級電容等。本細則包含的電網側獨立新型儲能電站是指直接接入公網變電站的新型儲能電站，主要用于為系統提供電力支撐、替代輸變電投資、以及解決末端電網用電需求。

第二章 申報條件

第四條 【通用要求】示范項目具備獨立法人資格，主要設備性能應符合國家相關標準規范，運營生命周期不低于20年（含電池更換），獲得備案后建設工期不得超過2年。對于電化學儲能電站，單次電池系統工作壽命10年以上，6000次循環系統容量衰減率不超過20%（90%DOD循環），鋰電池儲能電站交流側效率在85%以上，放電深度不低于90%，電站可用率不低于90%。其他形式儲能電站的性能指標按照國家相關標準規范確定。

第五條 【特殊要求】替代輸變電投資的示范項目單個電站放電功率不小于10萬千瓦，放電量不小于20萬千瓦時，并滿足電網企業提出的其他技術指標要求。為系統提供電力支撐的示范項目單個電站放電功率不小于20萬千瓦，放電量不小于120萬千瓦時，優先考慮能提供物理轉動慣量的技術路線。解決末端電網用電需求的示范項目單個電站放電功率不大于5萬千瓦，連續放電時長不低于8小時，優先考慮能提供物理轉動慣量的技術路線。

第六條 【并網要求】示范項目具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合儲能相關標準規范和電力市場運營機構等有關要求。

第七條 【布局要求】替代輸變電投資的示范項目重點布局在新能源局部受限、或供電能力短時不足地區；為系統提供電力支撐的示范項目布局在網架加強地區，充分發揮對全系統的支撐作用；解決末端電網用電需求的示范項目重點布局在阿拉善、錫林郭勒以及北部邊境電網薄弱地區。

第八條 【支持內容】鼓勵示范項目開展新型儲能技術應用示范、首臺（套）重大技術裝備示范，支持開展液流電池、飛輪、壓縮空氣、鈉離子電池、固態鋰離子電池、重力等技術路線試點示范，鼓勵企業牽頭建立新型研發機構、重點實驗室、創新聯合體，開展新型儲能技術協同攻關，對符合條件的推薦納入“科技興蒙”政策支持范圍。

第三章 運行管理

第九條 【調度關系】示范項目按電網企業要求接入相應的電壓等級，在正常方式下，作為獨立主體參與電力市場交易，自主申報充放電計劃，在電網供需緊張、發生故障等特殊方式下，嚴格按照調度機構安排的運行方式進行充放電。

第十條 【運行管理】替代輸變電投資的示范項目參照電網設施管理規定、為系統提供電力支撐的和解決末端電網用電需求的示范項目參照電源設施管理規定，納入全區電力運行統一管理。示范項目在調度機構安排的運行方式下，如果技術指標達不到要求且拒不按調度機構要求整改的，電網企業有權利對其停止調用，直到技術指標達到運行要求才允許再次調用。

第四章 盈利模式

第十一條 【盈利模式】示范項目主要通過參與電力（現貨）市場和電力輔助服務市場獲得收益，充放電電量電價以及輔助服務費用按相關市場規則執行；示范項目全部充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，并享受容量補償，補償上限為0.35 元/千瓦時，補償期10 年，容量補償費用按放電量計算，由除儲能外所有發電側市場主體分攤；示范項目不得通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益。其他盈利模式按國家最新政策執行。

第十二條 【金融保障】將示范項目及配套產業納入綠色金融支持范疇，根據項目實際和預期現金流，在銀企雙方自主協商的基礎上予以利率優惠和調整還款進度、期限等安排，針對不同投資主體提供綠色融資支持，鼓勵產業資金注入產業，保障示范項目資金需求。

第五章 申報備案

第十三條 【申報程序】自治區按年度開展示范項目申報，各盟市能源主管部門按要求組織上報本地區符合條件的示范項目，項目申報書要達到初步可行性研究深度。

第十四條 【評估程序】自治區能源局組織電網企業和第三方咨詢機構對各盟市上報的示范項目進行評估，評估結果報自治區人民政府審定后，形成并公布本年度示范項目清單。

第十五條 【備案程序】根據自治區人民政府審定的示范項目清單，各盟市能源主管部門組織開展示范項目建設工作，并按照項目投資有關法律、法規等對本地區示范項目進行備案管理，將項目備案情況上報自治區能源局、國家能源局華北監管局和東北監管局。

第六章 監督管理

第十六條 【項目建設】各盟行政公署、市人民政府和電網企業在規劃用地、施工許可、電網接入等前期手續上要給予支持，協同推進示范項目建設工作。

第十七條 【項目驗收】示范項目建設完成后，由電網企業牽頭負責，會同盟市能源主管部門聯合組織驗收，驗收通過后電網企業予以并網。

第十八條 【項目運營】投資主體不得擅自變更建設內容，正式投產后五年內，不得以出賣股份、資產租賃、分包、轉包等任何方式實質性變更投資主體。各盟市能源主管部門要會同有關機構定期開展示范項目監管，對于投資主體無力實施示范項目的，取消示范項目資格。

第十九條 【監測評估】各盟市能源主管部門建立新型儲能示范項目監管機制，對示范項目建設運行情況進行監測評估分析，按國家相關要求定期向自治區能源局報送新型儲能示范項目建設運行信息等。

第二十條 【安全生產】各盟市能源主管部門加強示范項目安全生產管理，落實示范項目承擔企業的安全生產主體責任，嚴格履行儲能項目規劃設計、施工驗收、并網檢測等安全管理程序，規范儲能電站運行維護，健全風險分級管控和隱患排查治理雙重預防機制。

第七章 附 則

第二十一條 本細則自發布之日起實施，由內蒙古自治區能源局會同相關部門負責解釋。如遇國家政策調整，與國家政策不一致的，按照國家政策執行。

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