中國儲能網(wǎng)訊：11月18日，內(nèi)蒙能源局發(fā)布《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》（以下簡稱“細則”），提出了適應(yīng)內(nèi)蒙新型電力系統(tǒng)建設(shè)的儲能發(fā)展模式，“現(xiàn)貨市場+容量補貼”的收益模式為解決儲能收益問題打開了空間。作為公認(rèn)的新能源第一大省，內(nèi)蒙吹響了新型儲能發(fā)展的號角，無疑對儲能發(fā)展形成重要帶動。
一、內(nèi)蒙新能源與儲能的現(xiàn)狀與未來
作為國家重要能源和戰(zhàn)略資源基地，內(nèi)蒙可再生能源資源豐富。其中，風(fēng)能資源技術(shù)可開發(fā)量14.6億千瓦、約占全國的57%，太陽能資源技術(shù)可開發(fā)量94億千瓦、約占全國的21%。2022年底，內(nèi)蒙新能源裝機超過6000萬千瓦，風(fēng)電在全國遙遙領(lǐng)先，盡管光伏裝機低于河北、山東使內(nèi)蒙新能源總裝機暫略低于河北、山東，但從資源和發(fā)電量上，內(nèi)蒙是當(dāng)之無愧的新能源第一大省。
內(nèi)蒙未來的發(fā)展規(guī)劃更是雄心勃勃，根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)政府印發(fā)的《新能源倍增行動實施方案》，力爭到2025年，全區(qū)新能源發(fā)電裝機達到1.5億千瓦以上，發(fā)電量達到3000億千瓦時，均比2022年實現(xiàn)倍增；到2030年，新能源裝機規(guī)模超過3億千瓦，發(fā)電量接近6000億千瓦時。以此推算，2023-2030年，內(nèi)蒙每年平均需要新增3000萬千瓦新能源裝機。而據(jù)統(tǒng)計，當(dāng)前全區(qū)在建和擬建新能源規(guī)模超過1.5億千瓦，約占全國的1/3。
與新能源發(fā)展的一騎絕塵相比，在新型電力系統(tǒng)的另一核心賽道——新型儲能方面，內(nèi)蒙的成績似乎并不“搶眼”。根據(jù)能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)，2023年6月底，全國已建成新型儲能項目累計裝機規(guī)模超過1733萬千瓦/3580萬千瓦時，內(nèi)蒙僅排名第四。前5累計裝機和今年新增裝機詳見表1：
今年上半年的狂飆成為新型儲能版圖的重要決定因素，湖南即是最為典型的省份。表1顯示當(dāng)前影響新型儲能發(fā)展的因素并不完全跟新能源裝機成正比，而跟當(dāng)?shù)禺a(chǎn)業(yè)支持政策息息相關(guān)。湖南、寧夏新能源總裝機并不突出，但較高標(biāo)準(zhǔn)的新型儲能容量租賃政策促進了新型儲能裝機的快速增長；山東新型儲能的繁榮，得益于新能源租賃儲能、容量補償以及現(xiàn)貨市場三項收益的支持；而新疆也出臺了按調(diào)峰電量進行補償?shù)戎С终摺?
近幾年來，內(nèi)蒙通過制氫一體化、源網(wǎng)荷儲一體化模式創(chuàng)新推進市場化新能源項目的開發(fā)，而在儲能配置方面的政策則并不突出。但隨著特高壓建設(shè)滯后于大基地、煤電等調(diào)節(jié)性電源有限、本地電網(wǎng)接入日益捉襟見肘等原因，難以支撐新能源成倍增長的勃勃雄心，儲能的大規(guī)模發(fā)展仍是必然選擇，《新能源倍增行動實施方案》中就明確提出：力爭“十四五”后三年每年完成新增新型儲能并網(wǎng)300萬千瓦。
二、細則內(nèi)容解讀
新型儲能發(fā)展的強制政策實際上是一把雙刃劍，過早推出激進和“一刀切”的政策（如強配）要求可能給新能源帶來過重負擔(dān)，也因為利用率偏低帶來儲能資源的浪費。相對而言，內(nèi)蒙此次出臺的《細則》更合時宜，因為《細則》綜合考慮了內(nèi)蒙電力系統(tǒng)特有環(huán)境，以促進新型儲能高效應(yīng)用為目標(biāo)，提出了電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)獨立儲能的有效發(fā)展途徑，也在商業(yè)模式上進行了創(chuàng)新，此次《細則》發(fā)布將吹響內(nèi)蒙新型儲能大規(guī)模發(fā)展的號角。《細則》主要內(nèi)容如下：
1.提出新型儲能壽命和可用率要求
獨立儲能電站運營生命周期不低于20年（含電池更換），電站充放電效率一般不低于60%，電站可用率不低于90%。生命周期的要求利好壓縮空氣、全釩液流、重力儲能等壽命較長的新技術(shù)，而對電站可用率的要求，表明后續(xù)將考核儲能電站的可用性能，努力避免新能源強制配儲能方式下，僅將儲能作為新能源并網(wǎng)的“路條”，而實際運行率非常低的現(xiàn)象。
2.細化應(yīng)用場景，促進長周期、高安全性能的儲能發(fā)展
《細則》根據(jù)功能定位和應(yīng)用場景不同，包括電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站和電源側(cè)獨立儲能電站。
其中，根據(jù)內(nèi)蒙電力系統(tǒng)特點，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能又分為：（1）提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的儲能電站（布局于電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力較弱、新能源因送出受阻消納困難的地區(qū)），要求放電功率不低于5萬千瓦、連續(xù)放電時長不低于4小時；（2）保障高峰用電需求的儲能電站（布局在負荷中心用電需求增長較快、尖峰時刻供電能力不足的地區(qū)），要求放電功率不低于10萬千瓦、連續(xù)放電時長不低于4小時；（3）解決末端電網(wǎng)用電需求的儲能電站（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)），放電功率0.5-5萬千瓦，連續(xù)放電時長不低于8小時。
電源側(cè)獨立儲能電站主要發(fā)揮滿足新能源場站并網(wǎng)運行要求、為有明確服務(wù)關(guān)系的新能源場站調(diào)峰、促進相關(guān)新能源發(fā)電主體提高利用率等作用，放電功率不低于5萬千瓦、連續(xù)放電時長不低于2小時。電源側(cè)獨立儲能電站重點布局在新能源資源富集、系統(tǒng)消納能力較差的地區(qū)。
根據(jù)以上劃分，對電力系統(tǒng)不同需求提出儲能配置需求，特別提出保障高峰用電需求的儲能電站、解決末端電網(wǎng)用電需求的儲能電站應(yīng)用場景，此兩類場景滿足了替代性儲能的要求。此類應(yīng)用要求時長在4-8小時，有利于壓縮空氣、全釩液流等長時儲能的發(fā)展。
3.運行及盈利模式
明確了獨立儲能電站的收益模式。獨立儲能電站收益主要包括參與電力市場（電能量市場+輔助服務(wù)市場）的收益和容量收益，但電網(wǎng)側(cè)和發(fā)電側(cè)容量收益模式存在差異，電網(wǎng)側(cè)可以獲得容量補償，但電源側(cè)容量收益主要通過市場化方式向新能源出租容量。具體來說：
在電力市場收益方面：電網(wǎng)側(cè)和電源側(cè)獨立儲能作為獨立主體參與電力市場和輔助服務(wù)市場，自主申報充放電計劃，均可以雙重身份參與交易，放電時視同發(fā)電企業(yè)參與交易，充電時視同電力用戶參與交易。電源側(cè)獨立儲能在充電時應(yīng)優(yōu)先滿足對應(yīng)新能源場站調(diào)峰需求，不足部分按市場規(guī)則自主申報充電計劃。
容量收益方面：納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能享受容量補償，按放電量補償上限暫按0.35元/kWh，補償期暫按10年考慮。如有容量市場或容量電價政策出臺，按新政策執(zhí)行；補償所需資金暫由發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分?jǐn)?/strong>。電源側(cè)獨立儲能電站通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益，容量租賃價格可參考電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項目的容量補償標(biāo)準(zhǔn)，由租賃雙方協(xié)商約定。
4.項目申報
電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站按需開展示范項目申報，各盟市能源主管部門會同電網(wǎng)企業(yè)組織上報本地區(qū)符合條件的儲能項目。自治區(qū)能源局組織電網(wǎng)企業(yè)和第三方咨詢機構(gòu)，對各盟市上報的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站示范項目進行遴選評估并組織實施。
電源側(cè)獨立儲能電站不開展示范項目申報，由儲能企業(yè)自主選擇獨立儲能電站容量和場址位置。各盟市能源主管部門會同電網(wǎng)企業(yè)對新能源項目租賃或購買的儲能容量進行認(rèn)定，認(rèn)定結(jié)果作為新能源項目并網(wǎng)的前置條件。
5.其他
支持電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)獨立或成立聯(lián)合體投資建設(shè)獨立儲能電站，鼓勵社會資本積極參與獨立儲能電站投資。對于納入示范項目的獨立儲能電站投資主體，在補償期內(nèi)原則上不得擅自變更建設(shè)內(nèi)容，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。
原則上電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站的配套送出工程全部由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，電源側(cè)獨立儲能電站的送出工程由儲能企業(yè)投資建設(shè)、接入電網(wǎng)變電站內(nèi)的相關(guān)工程由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)。
支持能夠提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
電網(wǎng)企業(yè)要抓緊研究制定獨立儲能電站并網(wǎng)準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)，強化獨立儲能電站設(shè)備質(zhì)量技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求。
三、產(chǎn)業(yè)影響分析
《細則》以電力系統(tǒng)實際需求出發(fā)，豐富了新型儲能的應(yīng)用場景和核心用途，以促進新型儲能有效利用為目標(biāo)，在新型儲能成本仍較高的當(dāng)下，通過“電力市場收益+容量收益”的方式建立新型儲能商業(yè)模式，保證了儲能良性、可持續(xù)發(fā)展。
1.內(nèi)蒙新型儲能即將乘風(fēng)破浪
《細則》建立了新型儲能的基本收益模式，明確落實“獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金”的政策，推動獨立儲能作為主體參與電力市場，而當(dāng)前蒙西現(xiàn)貨市場價格曲線支持獨立儲能電站獲得較好收益。
以呼包東為例，過去一年（2022年6月-2023年5月）現(xiàn)貨市場分時價格曲線呈現(xiàn)出明顯的“鴨形曲線”規(guī)律，峰谷價差較大，年度平均分時電價峰谷差就超過0.5元/kWh，按照8760小時曲線模擬，如果獨立儲能作為主體參與現(xiàn)貨市場，在日內(nèi)“一充一放”策略下，理想情況下4小時儲能系統(tǒng)日度電收益超過0.5元/kWh，2小時系統(tǒng)的收益更高。盡管由于現(xiàn)貨市場價格預(yù)測不準(zhǔn)將帶來收益的折扣，但蒙西現(xiàn)貨市場收益已具有較高的確定性。
隨著新能源滲透率的提升，現(xiàn)貨市場上儲能收益可能進一步增加：一方面由于新能源功率的波動性和間歇性，新能源滲透率增加帶來調(diào)節(jié)電源的日益稀缺，日內(nèi)峰谷價差增大是趨勢；二是新能源發(fā)電具有同時性，尤其是光伏帶來的“鴨形曲線”，日內(nèi)間歇性缺電和電力富余交替出現(xiàn)的規(guī)律更加明顯，對于儲能充放電策略安排更加有效。三是未來現(xiàn)貨市場限價放開，有利于儲能獲得更多的“稀缺電價”收益。
除了現(xiàn)貨市場收益外，容量收益作為相對固定的一項收益，對于降低獨立儲能風(fēng)險也非常重要。納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能享受容量補償，按放電量補償上限暫按0.35元/kWh，補償期暫按10年考慮，補償所需資金暫由所有發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分?jǐn)?/strong>。而電源側(cè)獨立儲能通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益，容量租賃價格可參考電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項目的補償標(biāo)準(zhǔn)。
根據(jù)我們的測算，上述收益能夠?qū)崿F(xiàn)壓縮空氣、磷酸鐵鋰電池等技術(shù)路線的收益回收。繼新能源之后，內(nèi)蒙必將成為新型儲能發(fā)展的熱土，國內(nèi)新型儲能版圖也將發(fā)生快速變化！
2.吹響長時儲能的號角
《細則》準(zhǔn)確反映了新型電力系統(tǒng)對于儲能核心功能的需求：高比例新能源帶來的功率波動，要求建設(shè)長時、規(guī)?；约鞍踩\行的儲能系統(tǒng)?！都殑t》要求獨立儲能電站運營生命周期不低于20年，以及90%以上可用率的要求，對于獨立儲能電站的穩(wěn)定運行提出了較高要求，同時為了應(yīng)對內(nèi)蒙古電網(wǎng)內(nèi)部分地區(qū)電力保障供應(yīng)能力不足以及末端電網(wǎng)薄弱的問題，明確提出了4-8小時的時長要求，為壓縮空氣、全釩液流等長時儲能技術(shù)發(fā)展開辟了空間。特別提出“支持能夠提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行”，打開了長時物理儲能的發(fā)展空間。
