储能与电力市场获悉，12月19日，内蒙古自治区人民政府办公厅发布了《自治区支持新型储能发展若干政策（2022—2025年）》（以下简称《若干政策》）。
《若干政策》在新能源配储比例、应用形式、收益方式方面都有较为明确的规定，这些规定一方面更加砸实了内蒙古对储能旺盛的需求；但另一方面，尽管储能项目的盈利模式有了逐渐清晰的轮廓，实际算账却仍存一定的困难。
新建新能源项目按15%配置储能
保障性项目储能时长2小时以上
市场化项目储能时长4小时以上
《若干政策》指出：
新建保障性并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上；
新建市场化并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。
这一配置比例，延续了内蒙古自2021年起的新能源配储要求：
2021年12月，内蒙古自治区人民政府办公厅发布的《关于加快推动新型储能发展的实施意见》，提出新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上；新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。
2022年7月印发的《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则（2022年版）》，将源网荷储一体化项目中储能的配置要求提高到了“原则上不低于新能源规模的15%（4小时）”。
根据自治区《关于加快推动新型储能发展的实施意见》，到2025年，内蒙古将建成并网新型储能装机规模达到5000MW以上。显然新能源配储，将是实现这一目标最大的驱动力：
2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目带来储能需求2894MW/5698MWh。
2022年源网荷储一体化项目带来储能需求818MW/1636MWh。
2022年鄂尔多斯市提出了“2025年储能电站装机容量力争达到新能源装机容量10%以上”的目标，并公布了包含27个储能项目在内的“十四五”能源发展重大工程，储能装机规模高达4871.5MW/9743MWh。
鼓励新建电源侧独立新型储能电站
鼓励出售、租赁储能容量
与全国多数区域的发展思路一致，内蒙古自治区在新能源配储方面，也采取了鼓励建设电源侧独立新型储能电站、以租赁容量满足新能源配储需求的模式。
《若干意见》指出：
保障性并网风电光伏电站配建的储能也可通过合建或改建方式整合为电源侧独立新型储能电站，接入电网并由电网直接调度，提高储能利用效率和新能源消纳能力。
鼓励新建电源侧独立新型储能电站，支持开展出售、租赁调峰容量等共享服务，建立完善协调运营、利益共享机制，促进产业多元化、市场化发展。
支持企业在电网关键节点、薄弱区域合理布局电网侧独立新型储能电站。
《若干政策》并未对储能的容量租赁给出指导价格，租赁价格水平如何，是否容易实现容量租赁，将是项目决策需要充分调研的问题。
补偿上限0.35元/kWh
示范项目按放电量可获容量补偿
但容量补偿与容量租赁不可兼得
《若干政策》指出：
将通过竞标方式确定独立新型储能电站示范项目建设，单个项目不小于100MW/200MWh。
纳入自治区示范项目的独立新型储能电站，按放电量享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时，补偿期不超过10年。
通过租赁、出售等市场化方式获得收益的独立新型储能电站，对应容量不再享受容量补偿。
假设内蒙古自治区的独立储能电站容量租赁标准为300元/kW·年，则一个100MW/200MWh的独立储能电站全年容量补偿费用为3000万元。
假设内蒙古自治区的独立储能电站每天可进行一次满充放电操作，全年运行330天，系统充放电效率按照85%计算，容量补偿按照上限0.35元/kWh计算，则全年放电量可获得容量补偿费用1964万元（200MWh*330天*85%*0.35元/kWh）。
储能容量租赁是否能顺利实现？储能调用时长、补偿单价水平又将如何？将直接决定了开发商在这两种收益方式下的选择。
充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加
鼓励参与电力辅助服务市场
但仍需适合储能的政策出台
《若干政策》指出：
电网侧独立新型储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，也可部分容量分别参与上述市场交易。
独立新型储能电站向电网送电的，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
鼓励独立新型储能电站参与电力辅助服务市场，储能电站自主报价参与市场，根据市场规则出清。
可查证的辅助服务政策中，蒙西电网的调频政策，促进了火储联合调频的应用。但调峰方面，目前内蒙古尚未出台实质有利于储能应用的政策。
调峰方面，储能电站的调峰补偿价格以及全年利用时间目前尚无定论。此次出台的《若干政策》也未有明确说明。
2021年8月内蒙古自治区能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》曾提出，电网公司需保证储能年利用小时数不低于500小时，但正式文稿发布时，删除了500小时的条款。这或许表明在储能的发展和利用上，内蒙电网公司和能源局存在着一定的意见不统一。
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。
显然，如何参与电力辅助服务，调用时长、补偿方式如何确定，仍需更具体的政策出台。
峰谷电价价差3∶1以上
但用户侧储能暂时应用空间有限
《若干政策》指出：
支持用能企业建设用户侧储能，支持聚合利用不间断电源、电动汽车、充换电设施、蓄热式电供暖等分散式储能设施，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。
加大分时电价实施力度，适时调整峰谷电价价差至3∶1以上。
但显然3:1的峰谷价差，还不足以支持用户侧储能应用。
根据2022年1月-2022年12月内蒙古的国网代购电价（以35kV两部制大工业用电为例），综合考虑各月的尖峰、高峰、低谷电价情况后，内蒙古全年的峰谷价差平均值为0.5108元/kWh，显然不足以支撑用户侧储能的发展。
内蒙古储能盈利模式：
储能容量租赁/容量补偿 + 辅助服务 + 现货市场
显然，根据以上几点的描述，内蒙古自治区的独立储能电站将形成以下几种盈利模式：
储能容量租赁+辅助服务+现货市场
储能容量补偿+辅助服务+现货市场
储能容量租赁+辅助服务
储能容量补偿+辅助服务
在蒙西区域，现货市场试运行，储能电站在获取容量租赁费用/容量补偿费用的同时，或可通过提供调频等辅助服务获取辅助服务市场收益、参与电力现货市场实现价差套利。
在蒙东区域，储能电站在获取容量租赁费用/容量补偿费用的同时，将需要更多地考虑如何参与调峰辅助服务市场获取收益。
根据储能与电力市场项目数据库的统计，2022年以来内蒙古已启动EPC/储能设备招标和项目建设的储能项目已达73个，总规模4.34GW/9.24GWh，如何实现项目收益，已成关键。
此次出台的《若干政策》以外，是否还将有进一步政策出台，还需密切关注。
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