《內蒙古自治區電網(wǎng)側獨立新型儲能電站示范項目實(shí)施細則》（下稱(chēng)：《細則》）正在制定中，該《細則》對電網(wǎng)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(wǎng)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(chǎng)+輔助服務(wù)市場(chǎng)+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(shí)，補償期10 年，由除儲能外所有發(fā)電側市場(chǎng)主體分攤。
需要注意的是，示范項目不得通過(guò)租賃、出售容量等其他市場(chǎng)化方式獲得收益。即：容量補償與容量租賃，不可兼得。
在技術(shù)要求方面，《細則》提出：為系統提供電力支撐的示范項目單個(gè)電站放電功率不小于20萬(wàn)千瓦，放電量不小于120萬(wàn)千瓦時(shí)，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)。解決末端電網(wǎng)用電需求的示范項目單個(gè)電站放電功率不大于5萬(wàn)千瓦，連續放電時(shí)長(cháng)不低于8小時(shí)，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)。
這意味著(zhù)，與西藏、新疆出現構網(wǎng)型儲能需求相似，內蒙或將出現同樣的構網(wǎng)型儲能需求。另外，液流電池等長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)，將在電網(wǎng)薄弱地區獲得發(fā)展機遇。
在金融支持方面，《細則》提出：將示范項目及配套產(chǎn)業(yè)納入綠色金融支持范疇，根據項目實(shí)際和預期現金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎上予以利率優(yōu)惠和調整還款進(jìn)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(chǎn)業(yè)資金注入產(chǎn)業(yè)，保障示范項目資金需求。
這一條款，將有效降低儲能電站開(kāi)展過(guò)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(wǎng)側獨立新型儲能電站示范項目實(shí)施細則》各條款詳細的分析如下。
根據《細則》，申報電網(wǎng)側獨立儲能電站示范項目應滿(mǎn)足：
運營(yíng)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(guò)2年。
此外，對于電化學(xué)儲能電站，性能上應滿(mǎn)足單次電池系統工作壽命10年以上、6000次循環(huán)系統容量衰減率不超過(guò)20%（90%DOD循環(huán)）、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(shí)長(cháng)、技術(shù)路線(xiàn)、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：?jiǎn)蝹€(gè)電站放電功率不小于100MW，放電量不小于200MWh，并滿(mǎn)足電網(wǎng)企業(yè)提出的其他技術(shù)指標要求；重點(diǎn)布局在新能源局部受限、或供電能力短時(shí)不足地區。
為系統提供電力支撐的：?jiǎn)蝹€(gè)電站放電功率不小于200MW，放電量不小于1.2GWh，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)；布局在網(wǎng)架加強地區，充分發(fā)揮對全系統的支撐作用。
解決末端電網(wǎng)用電需求的：?jiǎn)蝹€(gè)電站放電功率不大于50MW，連續放電時(shí)長(cháng)不低于8小時(shí)，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)。重點(diǎn)布局在阿拉善、錫林郭勒以及北部邊境電網(wǎng)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(chǎng)交易，自主申報充放電計劃，在電網(wǎng)供需緊張、發(fā)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(jìn)行充放電。
替代輸變電投資的示范項目參照電網(wǎng)設施管理規定、為系統提供電力支撐的和解決末端電網(wǎng)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(chǎng)、電力輔助服務(wù)市場(chǎng)以及容量補償。
示范項目主要通過(guò)參與電力（現貨）市場(chǎng)和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得收益，充放電電量電價(jià)以及輔助服務(wù)費用按相關(guān)市場(chǎng)規則執行；
示范項目全部充電電量不承擔輸配電價(jià)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(shí)，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(fā)電側市場(chǎng)主體分攤；
示范項目不得通過(guò)租賃、出售容量等其他市場(chǎng)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(chǎng)僅在蒙西運行，由此分析，電網(wǎng)側獨立儲能示范項目對應著(zhù)以下兩種盈利方式：
儲能容量補償+輔助服務(wù)+現貨市場(chǎng)
儲能容量補償+輔助服務(wù)
其中輔助服務(wù)政策中，蒙西區域和蒙東區域分別有望通過(guò)調頻/調峰輔助服務(wù)獲利。2020年9月東北能監局發(fā)布的《東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則》曾指出，規模10MW/4小時(shí)以上的儲能系統可為電網(wǎng)提供調峰輔助服務(wù)，或為儲能電站調峰提供參照。參照該運營(yíng)規則下對火電機組深度調峰市場(chǎng)競價(jià)時(shí)報價(jià)上下限的相關(guān)規定，或可用0.3-0.5元/kWh的調峰補償標準為儲能電站進(jìn)行測算。
此外，在技術(shù)試點(diǎn)示范和研發(fā)支持方面，鼓勵示范項目開(kāi)展新型儲能技術(shù)應用示范、首臺（套）重大技術(shù)裝備示范，支持開(kāi)展液流電池、飛輪、壓縮空氣、鈉離子電池、固態(tài)鋰離子電池、重力等技術(shù)路線(xiàn)試點(diǎn)示范，鼓勵企業(yè)牽頭建立新型研發(fā)機構、重點(diǎn)實(shí)驗室、創(chuàng )新聯(lián)合體，開(kāi)展新型儲能技術(shù)協(xié)同攻關(guān)，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(chǎn)業(yè)納入綠色金融支持范疇，根據項目實(shí)際和預期現金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎上予以利率優(yōu)惠和調整還款進(jìn)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(chǎn)業(yè)資金注入產(chǎn)業(yè)，保障示范項目資金需求。
在項目申報備案和運營(yíng)方面強調，各盟市能源主管部門(mén)按照項目投資有關(guān)法律、法規等對本地區示范項目進(jìn)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(yíng)方面，投資主體不得擅自變更建設內容，正式投產(chǎn)后五年內，不得以出賣(mài)股份、資產(chǎn)租賃、分包、轉包等任何方式實(shí)質(zhì)性變更投資主體。
根據《細則》，內蒙古自治區電網(wǎng)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(chǎng)+輔助服務(wù)市場(chǎng)+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(shí)，補償期10 年，由除儲能外所有發(fā)電側市場(chǎng)主體分攤。
需要注意的是，示范項目不得通過(guò)租賃、出售容量等其他市場(chǎng)化方式獲得收益。即：容量補償與容量租賃，不可兼得。
在技術(shù)要求方面，《細則》提出：為系統提供電力支撐的示范項目單個(gè)電站放電功率不小于20萬(wàn)千瓦，放電量不小于120萬(wàn)千瓦時(shí)，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)。解決末端電網(wǎng)用電需求的示范項目單個(gè)電站放電功率不大于5萬(wàn)千瓦，連續放電時(shí)長(cháng)不低于8小時(shí)，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)。
這意味著(zhù)，與西藏、新疆出現構網(wǎng)型儲能需求相似，內蒙或將出現同樣的構網(wǎng)型儲能需求。另外，液流電池等長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)，將在電網(wǎng)薄弱地區獲得發(fā)展機遇。
在金融支持方面，《細則》提出：將示范項目及配套產(chǎn)業(yè)納入綠色金融支持范疇，根據項目實(shí)際和預期現金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎上予以利率優(yōu)惠和調整還款進(jìn)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(chǎn)業(yè)資金注入產(chǎn)業(yè)，保障示范項目資金需求。
這一條款，將有效降低儲能電站開(kāi)展過(guò)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(wǎng)側獨立新型儲能電站示范項目實(shí)施細則》各條款詳細的分析如下。
根據《細則》，申報電網(wǎng)側獨立儲能電站示范項目應滿(mǎn)足：
運營(yíng)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(guò)2年。
此外，對于電化學(xué)儲能電站，性能上應滿(mǎn)足單次電池系統工作壽命10年以上、6000次循環(huán)系統容量衰減率不超過(guò)20%（90%DOD循環(huán)）、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(shí)長(cháng)、技術(shù)路線(xiàn)、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：?jiǎn)蝹€(gè)電站放電功率不小于100MW，放電量不小于200MWh，并滿(mǎn)足電網(wǎng)企業(yè)提出的其他技術(shù)指標要求；重點(diǎn)布局在新能源局部受限、或供電能力短時(shí)不足地區。
為系統提供電力支撐的：?jiǎn)蝹€(gè)電站放電功率不小于200MW，放電量不小于1.2GWh，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)；布局在網(wǎng)架加強地區，充分發(fā)揮對全系統的支撐作用。
解決末端電網(wǎng)用電需求的：?jiǎn)蝹€(gè)電站放電功率不大于50MW，連續放電時(shí)長(cháng)不低于8小時(shí)，優(yōu)先考慮能提供物理轉動(dòng)慣量的技術(shù)路線(xiàn)。重點(diǎn)布局在阿拉善、錫林郭勒以及北部邊境電網(wǎng)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(chǎng)交易，自主申報充放電計劃，在電網(wǎng)供需緊張、發(fā)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(jìn)行充放電。
替代輸變電投資的示范項目參照電網(wǎng)設施管理規定、為系統提供電力支撐的和解決末端電網(wǎng)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(chǎng)、電力輔助服務(wù)市場(chǎng)以及容量補償。
示范項目主要通過(guò)參與電力（現貨）市場(chǎng)和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得收益，充放電電量電價(jià)以及輔助服務(wù)費用按相關(guān)市場(chǎng)規則執行；
示范項目全部充電電量不承擔輸配電價(jià)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(shí)，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(fā)電側市場(chǎng)主體分攤；
示范項目不得通過(guò)租賃、出售容量等其他市場(chǎng)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(chǎng)僅在蒙西運行，由此分析，電網(wǎng)側獨立儲能示范項目對應著(zhù)以下兩種盈利方式：
儲能容量補償+輔助服務(wù)+現貨市場(chǎng)
儲能容量補償+輔助服務(wù)
其中輔助服務(wù)政策中，蒙西區域和蒙東區域分別有望通過(guò)調頻/調峰輔助服務(wù)獲利。2020年9月東北能監局發(fā)布的《東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則》曾指出，規模10MW/4小時(shí)以上的儲能系統可為電網(wǎng)提供調峰輔助服務(wù)，或為儲能電站調峰提供參照。參照該運營(yíng)規則下對火電機組深度調峰市場(chǎng)競價(jià)時(shí)報價(jià)上下限的相關(guān)規定，或可用0.3-0.5元/kWh的調峰補償標準為儲能電站進(jìn)行測算。
此外，在技術(shù)試點(diǎn)示范和研發(fā)支持方面，鼓勵示范項目開(kāi)展新型儲能技術(shù)應用示范、首臺（套）重大技術(shù)裝備示范，支持開(kāi)展液流電池、飛輪、壓縮空氣、鈉離子電池、固態(tài)鋰離子電池、重力等技術(shù)路線(xiàn)試點(diǎn)示范，鼓勵企業(yè)牽頭建立新型研發(fā)機構、重點(diǎn)實(shí)驗室、創(chuàng )新聯(lián)合體，開(kāi)展新型儲能技術(shù)協(xié)同攻關(guān)，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(chǎn)業(yè)納入綠色金融支持范疇，根據項目實(shí)際和預期現金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎上予以利率優(yōu)惠和調整還款進(jìn)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(chǎn)業(yè)資金注入產(chǎn)業(yè)，保障示范項目資金需求。
在項目申報備案和運營(yíng)方面強調，各盟市能源主管部門(mén)按照項目投資有關(guān)法律、法規等對本地區示范項目進(jìn)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(yíng)方面，投資主體不得擅自變更建設內容，正式投產(chǎn)后五年內，不得以出賣(mài)股份、資產(chǎn)租賃、分包、轉包等任何方式實(shí)質(zhì)性變更投資主體。
