《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(wù)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。
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(yù)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(yīng)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(shè)工期不超過2年。
此外，對于電化學(xué)儲能電站，性能上應(yīng)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(yīng)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(biāo)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(shè)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(shè)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(wù)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(wù)市場獲得收益，充放電電量電價以及輔助服務(wù)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(dān)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(yīng)著以下兩種盈利方式：
儲能容量補償+輔助服務(wù)+現(xiàn)貨市場
儲能容量補償+輔助服務(wù)
其中輔助服務(wù)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(wù)獲利。2020年9月東北能監(jiān)局發(fā)布的《東北電力輔助服務(wù)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(wù)，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(biāo)準(zhǔn)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(yīng)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(yù)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(shè)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。
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(wù)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。
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(yù)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(yīng)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(shè)工期不超過2年。
此外，對于電化學(xué)儲能電站，性能上應(yīng)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(yīng)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(biāo)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(shè)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(shè)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(wù)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(wù)市場獲得收益，充放電電量電價以及輔助服務(wù)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(dān)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(yīng)著以下兩種盈利方式：
儲能容量補償+輔助服務(wù)+現(xiàn)貨市場
儲能容量補償+輔助服務(wù)
其中輔助服務(wù)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(wù)獲利。2020年9月東北能監(jiān)局發(fā)布的《東北電力輔助服務(wù)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(wù)，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(biāo)準(zhǔn)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(yīng)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(yù)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(shè)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。
