容量补偿期10年、最高0.35元/kWh，内蒙电网侧独立新型储能示范项目实施细则制定中

储能与电力市场获悉，《内蒙古自治区电网侧独立新型储能电站示范项目实施细则》（下称：《细则》）正在制定中，该《细则》对电网侧独立储能电站示范项目的申报、备案、运行管理等都予以规范。

根据《细则》，内蒙古自治区电网侧独立新型储能电站示范项目，形成了较为清晰的盈利方式：电力现货市场+辅助服务市场+容量补偿（按放电量计算）。

其中，容量补偿按放电量计算，补偿上限为0.35 元/千瓦时，补偿期10 年，由除储能外所有发电侧市场主体分摊。

需要注意的是，示范项目不得通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益。即：容量补偿与容量租赁，不可兼得。

在技术要求方面，《细则》提出：为系统提供电力支撑的示范项目单个电站放电功率不小于20万千瓦，放电量不小于120万千瓦时，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线。解决末端电网用电需求的示范项目单个电站放电功率不大于5万千瓦，连续放电时长不低于8小时，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线。

这意味着，与西藏、新疆出现构网型储能需求相似，内蒙或将出现同样的构网型储能需求。另外，液流电池等长时储能技术，将在电网薄弱地区获得发展机遇。

在金融支持方面，《细则》提出：将示范项目及配套产业纳入绿色金融支持范畴，根据项目实际和预期现金流，在银企双方自主协商的基础上予以利率优惠和调整还款进度、期限等安排，针对不同投资主体提供绿色融资支持，鼓励产业资金注入产业，保障示范项目资金需求。

这一条款，将有效降低储能电站开展过程中获得绿色金融支持的难度，降低融资成本。

《内蒙古自治区电网侧独立新型储能电站示范项目实施细则》各条款详细的分析如下。

根据《细则》，申报电网侧独立储能电站示范项目应满足：

运营生命周期不低于20年（含电池更换），获得备案后建设工期不超过2年。

此外，对于电化学储能电站，性能上应满足单次电池系统工作寿命10年以上、6000次循环系统容量衰减率不超过20%（90%DOD循环）、锂电池储能电站交流侧效率在85%以上、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%等条件。

值得注意的是，《细则》对于示范项目功率、储能时长、技术路线、布局区域及运行管理等也有相应的要求。

特殊要求和布局要求：

替代输变电投资的：单个电站放电功率不小于100MW，放电量不小于200MWh，并满足电网企业提出的其他技术指标要求；重点布局在新能源局部受限、或供电能力短时不足地区。

为系统提供电力支撑的：单个电站放电功率不小于200MW，放电量不小于1.2GWh，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线；布局在网架加强地区，充分发挥对全系统的支撑作用。

解决末端电网用电需求的：单个电站放电功率不大于50MW，连续放电时长不低于8小时，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线。重点布局在阿拉善、锡林郭勒以及北部边境电网薄弱地区。

运行管理：

示范项目在正常方式下，作为独立主体参与电力市场交易，自主申报充放电计划，在电网供需紧张、发生故障等特殊方式下，严格按照调度机构安排的运行方式进行充放电。

替代输变电投资的示范项目参照电网设施管理规定、为系统提供电力支撑的和解决末端电网用电需求的示范项目参照电源设施管理规定，纳入全区电力运行统一管理。

在盈利模式方面，示范项目的收益主要分为电力（现货）市场、电力辅助服务市场以及容量补偿。

示范项目主要通过参与电力（现货）市场和电力辅助服务市场获得收益，充放电电量电价以及辅助服务费用按相关市场规则执行；

示范项目全部充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，并享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时，补偿期10年，容量补偿费用按放电量计算，由除储能外所有发电侧市场主体分摊；

示范项目不得通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益。其他盈利模式按国家最新政策执行。

目前现货市场仅在蒙西运行，由此分析，电网侧独立储能示范项目对应着以下两种盈利方式：

储能容量补偿+辅助服务+现货市场

储能容量补偿+辅助服务

其中辅助服务政策中，蒙西区域和蒙东区域分别有望通过调频/调峰辅助服务获利。2020年9月东北能监局发布的《东北电力辅助服务市场运营规则》曾指出，规模10MW/4小时以上的储能系统可为电网提供调峰辅助服务，或为储能电站调峰提供参照。参照该运营规则下对火电机组深度调峰市场竞价时报价上下限的相关规定，或可用0.3-0.5元/kWh的调峰补偿标准为储能电站进行测算。

此外，在技术试点示范和研发支持方面，鼓励示范项目开展新型储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范，支持开展液流电池、飞轮、压缩空气、钠离子电池、固态锂离子电池、重力等技术路线试点示范，鼓励企业牵头建立新型研发机构、重点实验室、创新联合体，开展新型储能技术协同攻关，对符合条件的推荐纳入“科技兴蒙”政策支持范围。

其它支持政策还包括，将示范项目及配套产业纳入绿色金融支持范畴，根据项目实际和预期现金流，在银企双方自主协商的基础上予以利率优惠和调整还款进度、期限等安排，针对不同投资主体提供绿色融资支持，鼓励产业资金注入产业，保障示范项目资金需求。

在项目申报备案和运营方面强调，各盟市能源主管部门按照项目投资有关法律、法规等对本地区示范项目进行备案管理，将项目备案情况上报自治区能源局、国家能源局华北监管局和东北监管局。项目运营方面，投资主体不得擅自变更建设内容，正式投产后五年内，不得以出卖股份、资产租赁、分包、转包等任何方式实质性变更投资主体。

以下为《细则》原文：

内蒙古自治区电网侧独立新型储能电站示范项目实施细则

第一章 总  则

第一条 【目的依据】为落实《内蒙古自治区人民政府办公厅关于加快推动新型储能发展的实施意见》，有序推进自治区电网侧独立新型储能电站建设，制定本细则。

第二条 【适用范围】本细则适用于全区电网侧独立新型储能电站示范项目（以下简称示范项目）的申报、备案和管理。

第三条 【名词解释】新型储能是指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术，主要包括电化学、压缩空气、飞轮、重力、超级电容等。本细则包含的电网侧独立新型储能电站是指直接接入公网变电站的新型储能电站，主要用于为系统提供电力支撑、替代输变电投资、以及解决末端电网用电需求。

第二章 申报条件

第四条 【通用要求】示范项目具备独立法人资格，主要设备性能应符合国家相关标准规范，运营生命周期不低于20年（含电池更换），获得备案后建设工期不得超过2年。对于电化学储能电站，单次电池系统工作寿命10年以上，6000次循环系统容量衰减率不超过20%（90%DOD循环），锂电池储能电站交流侧效率在85%以上，放电深度不低于90%，电站可用率不低于90%。其他形式储能电站的性能指标按照国家相关标准规范确定。

第五条 【特殊要求】替代输变电投资的示范项目单个电站放电功率不小于10万千瓦，放电量不小于20万千瓦时，并满足电网企业提出的其他技术指标要求。为系统提供电力支撑的示范项目单个电站放电功率不小于20万千瓦，放电量不小于120万千瓦时，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线。解决末端电网用电需求的示范项目单个电站放电功率不大于5万千瓦，连续放电时长不低于8小时，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线。

第六条 【并网要求】示范项目具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合储能相关标准规范和电力市场运营机构等有关要求。

第七条 【布局要求】替代输变电投资的示范项目重点布局在新能源局部受限、或供电能力短时不足地区；为系统提供电力支撑的示范项目布局在网架加强地区，充分发挥对全系统的支撑作用；解决末端电网用电需求的示范项目重点布局在阿拉善、锡林郭勒以及北部边境电网薄弱地区。

第八条 【支持内容】鼓励示范项目开展新型储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范，支持开展液流电池、飞轮、压缩空气、钠离子电池、固态锂离子电池、重力等技术路线试点示范，鼓励企业牵头建立新型研发机构、重点实验室、创新联合体，开展新型储能技术协同攻关，对符合条件的推荐纳入“科技兴蒙”政策支持范围。

第三章 运行管理

第九条 【调度关系】示范项目按电网企业要求接入相应的电压等级，在正常方式下，作为独立主体参与电力市场交易，自主申报充放电计划，在电网供需紧张、发生故障等特殊方式下，严格按照调度机构安排的运行方式进行充放电。

第十条 【运行管理】替代输变电投资的示范项目参照电网设施管理规定、为系统提供电力支撑的和解决末端电网用电需求的示范项目参照电源设施管理规定，纳入全区电力运行统一管理。示范项目在调度机构安排的运行方式下，如果技术指标达不到要求且拒不按调度机构要求整改的，电网企业有权利对其停止调用，直到技术指标达到运行要求才允许再次调用。

第四章 盈利模式

第十一条 【盈利模式】示范项目主要通过参与电力（现货）市场和电力辅助服务市场获得收益，充放电电量电价以及辅助服务费用按相关市场规则执行；示范项目全部充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，并享受容量补偿，补偿上限为0.35 元/千瓦时，补偿期10 年，容量补偿费用按放电量计算，由除储能外所有发电侧市场主体分摊；示范项目不得通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益。其他盈利模式按国家最新政策执行。

第十二条 【金融保障】将示范项目及配套产业纳入绿色金融支持范畴，根据项目实际和预期现金流，在银企双方自主协商的基础上予以利率优惠和调整还款进度、期限等安排，针对不同投资主体提供绿色融资支持，鼓励产业资金注入产业，保障示范项目资金需求。

第五章 申报备案

第十三条 【申报程序】自治区按年度开展示范项目申报，各盟市能源主管部门按要求组织上报本地区符合条件的示范项目，项目申报书要达到初步可行性研究深度。

第十四条 【评估程序】自治区能源局组织电网企业和第三方咨询机构对各盟市上报的示范项目进行评估，评估结果报自治区人民政府审定后，形成并公布本年度示范项目清单。

第十五条 【备案程序】根据自治区人民政府审定的示范项目清单，各盟市能源主管部门组织开展示范项目建设工作，并按照项目投资有关法律、法规等对本地区示范项目进行备案管理，将项目备案情况上报自治区能源局、国家能源局华北监管局和东北监管局。

第六章 监督管理

第十六条 【项目建设】各盟行政公署、市人民政府和电网企业在规划用地、施工许可、电网接入等前期手续上要给予支持，协同推进示范项目建设工作。

第十七条 【项目验收】示范项目建设完成后，由电网企业牵头负责，会同盟市能源主管部门联合组织验收，验收通过后电网企业予以并网。

第十八条 【项目运营】投资主体不得擅自变更建设内容，正式投产后五年内，不得以出卖股份、资产租赁、分包、转包等任何方式实质性变更投资主体。各盟市能源主管部门要会同有关机构定期开展示范项目监管，对于投资主体无力实施示范项目的，取消示范项目资格。

第十九条 【监测评估】各盟市能源主管部门建立新型储能示范项目监管机制，对示范项目建设运行情况进行监测评估分析，按国家相关要求定期向自治区能源局报送新型储能示范项目建设运行信息等。

第二十条 【安全生产】各盟市能源主管部门加强示范项目安全生产管理，落实示范项目承担企业的安全生产主体责任，严格履行储能项目规划设计、施工验收、并网检测等安全管理程序，规范储能电站运行维护，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。

第七章 附  则

第二十一条 本细则自发布之日起实施，由内蒙古自治区能源局会同相关部门负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。