容量補償期10年、最高0.35元/kWh，內(nèi)蒙電網(wǎng)側(cè)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(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)側(cè)獨立儲能電站示范項目的申報、備案、運行管理等都予以規(guī)范。

根據(jù)《細則》，內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)側(cè)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(xiàn)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(fā)電側(cè)市場主體分攤。

(相關(guān)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(shù)要求方面，《細則》提出：為系統(tǒng)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(yōu)先考慮能提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線。解決末端電網(wǎng)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(xù)放電時長不低于8小時，優(yōu)先考慮能提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線。

這意味著，與西藏、新疆出現(xiàn)構(gòu)網(wǎng)型儲能需求相似，內(nèi)蒙或?qū)⒊霈F(xiàn)同樣的構(gòu)網(wǎng)型儲能需求。另外，液流電池等長時儲能技術(shù)，將在電網(wǎng)薄弱地區(qū)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(jù)項目實際和預期現(xiàn)金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎(chǔ)上予以利率優(yōu)惠和調(diào)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(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展過程中獲得綠色金融支持的難度，降低融資成本。

《內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)側(cè)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(jù)《細則》，申報電網(wǎng)側(cè)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(tǒng)工作壽命10年以上、6000次循環(huán)系統(tǒng)容量衰減率不超過20%（90%DOD循環(huán)）、鋰電池儲能電站交流側(cè)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(shù)路線、布局區(qū)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(wǎng)企業(yè)提出的其他技術(shù)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(qū)。

為系統(tǒng)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(yōu)先考慮能提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線；布局在網(wǎng)架加強地區(qū)，充分發(fā)揮對全系統(tǒng)的支撐作用。

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

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(wǎng)供需緊張、發(fā)生故障等特殊方式下，嚴格按照調(diào)度機構(gòu)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(wǎng)設施管理規(guī)定、為系統(tǒng)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(guī)定，納入全區(qū)電力運行統(tǒng)一管理。

在盈利模式方面，示范項目的收益主要分為電力（現(xiàn)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(xiàn)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(guān)市場規(guī)則執(zhí)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(fā)電側(cè)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(zhí)行。

目前現(xiàn)貨市場僅在蒙西運行，由此分析，電網(wǎng)側(cè)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(xiàn)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(qū)域和蒙東區(qū)域分別有望通過調(diào)頻/調(diào)峰輔助服務獲利。2020年9月東北能監(jiān)局發(fā)布的《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》曾指出，規(guī)模10MW/4小時以上的儲能系統(tǒng)可為電網(wǎng)提供調(diào)峰輔助服務，或為儲能電站調(diào)峰提供參照。參照該運營規(guī)則下對火電機組深度調(diào)峰市場競價時報價上下限的相關(guān)規(guī)定，或可用0.3-0.5元/kWh的調(diào)峰補償標準為儲能電站進行測算。

此外，在技術(shù)試點示范和研發(fā)支持方面，鼓勵示范項目開展新型儲能技術(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)路線試點示范，鼓勵企業(yè)牽頭建立新型研發(fā)機構(gòu)、重點實驗室、創(chuàng)新聯(lián)合體，開展新型儲能技術(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(jù)項目實際和預期現(xiàn)金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎(chǔ)上予以利率優(yōu)惠和調(diào)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(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方面強調(diào)，各盟市能源主管部門按照項目投資有關(guān)法律、法規(guī)等對本地區(qū)示范項目進行備案管理，將項目備案情況上報自治區(qū)能源局、國家能源局華北監(jiān)管局和東北監(jiān)管局。項目運營方面，投資主體不得擅自變更建設內(nèi)容，正式投產(chǎn)后五年內(nèi)，不得以出賣股份、資產(chǎn)租賃、分包、轉(zhuǎn)包等任何方式實質(zhì)性變更投資主體。

以下為《細則》原文：

內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)側(cè)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(jù)】為落實《內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見》，有序推進自治區(qū)電網(wǎng)側(cè)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(qū)電網(wǎng)側(cè)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(shù)，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(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站是指直接接入公網(wǎng)變電站的新型儲能電站，主要用于為系統(tǒng)提供電力支撐、替代輸變電投資、以及解決末端電網(wǎng)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(guān)標準規(guī)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(tǒng)工作壽命10年以上，6000次循環(huán)系統(tǒng)容量衰減率不超過20%（90%DOD循環(huán)），鋰電池儲能電站交流側(cè)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(guān)標準規(guī)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(wǎng)企業(yè)提出的其他技術(shù)指標要求。為系統(tǒng)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(yōu)先考慮能提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線。解決末端電網(wǎng)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(xù)放電時長不低于8小時，優(yōu)先考慮能提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線。

第六條 【并網(wǎng)要求】示范項目具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合儲能相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)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(qū)；為系統(tǒng)提供電力支撐的示范項目布局在網(wǎng)架加強地區(qū)，充分發(fā)揮對全系統(tǒng)的支撐作用；解決末端電網(wǎng)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(wǎng)薄弱地區(qū)。

第八條 【支持內(nèi)容】鼓勵示范項目開展新型儲能技術(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)路線試點示范，鼓勵企業(yè)牽頭建立新型研發(fā)機構(gòu)、重點實驗室、創(chuàng)新聯(lián)合體，開展新型儲能技術(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。

第三章 運行管理

第九條 【調(diào)度關(guān)系】示范項目按電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)供需緊張、發(fā)生故障等特殊方式下，嚴格按照調(diào)度機構(gòu)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(wǎng)設施管理規(guī)定、為系統(tǒng)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(guī)定，納入全區(qū)電力運行統(tǒng)一管理。示范項目在調(diào)度機構(gòu)安排的運行方式下，如果技術(shù)指標達不到要求且拒不按調(diào)度機構(gòu)要求整改的，電網(wǎng)企業(yè)有權(quán)利對其停止調(diào)用，直到技術(shù)指標達到運行要求才允許再次調(diào)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(xiàn)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(guān)市場規(guī)則執(zhí)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(fā)電側(cè)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(zhí)行。

第十二條 【金融保障】將示范項目及配套產(chǎn)業(yè)納入綠色金融支持范疇，根據(jù)項目實際和預期現(xiàn)金流，在銀企雙方自主協(xié)商的基礎(chǔ)上予以利率優(yōu)惠和調(diào)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(chǎn)業(yè)資金注入產(chǎn)業(yè)，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(qū)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(qū)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(qū)能源局組織電網(wǎng)企業(yè)和第三方咨詢機構(gòu)對各盟市上報的示范項目進行評估，評估結(jié)果報自治區(qū)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(jù)自治區(qū)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(guān)法律、法規(guī)等對本地區(qū)示范項目進行備案管理，將項目備案情況上報自治區(qū)能源局、國家能源局華北監(jiān)管局和東北監(jiān)管局。

第六章 監(jiān)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(wǎng)企業(yè)在規(guī)劃用地、施工許可、電網(wǎng)接入等前期手續(xù)上要給予支持，協(xié)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(wǎng)企業(yè)牽頭負責，會同盟市能源主管部門聯(lián)合組織驗收，驗收通過后電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)。

第十八條 【項目運營】投資主體不得擅自變更建設內(nèi)容，正式投產(chǎn)后五年內(nèi)，不得以出賣股份、資產(chǎn)租賃、分包、轉(zhuǎn)包等任何方式實質(zhì)性變更投資主體。各盟市能源主管部門要會同有關(guān)機構(gòu)定期開展示范項目監(jiān)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(jiān)測評估】各盟市能源主管部門建立新型儲能示范項目監(jiān)管機制，對示范項目建設運行情況進行監(jiān)測評估分析，按國家相關(guān)要求定期向自治區(qū)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(chǎn)】各盟市能源主管部門加強示范項目安全生產(chǎn)管理，落實示范項目承擔企業(yè)的安全生產(chǎn)主體責任，嚴格履行儲能項目規(guī)劃設計、施工驗收、并網(wǎng)檢測等安全管理程序，規(guī)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(fā)布之日起實施，由內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局會同相關(guān)部門負責解釋。如遇國家政策調(diào)整，與國家政策不一致的，按照國家政策執(zhí)行。

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