新能源行业知识体系-------储能-----蒙西储能-----持续更新

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一、关于加快推动新型储能发展的指导意见
二、关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知
三、内蒙古关于加快推动新型储能发展的实施意见
四、关于印发自治区支持新型储能发展若干政策
五、关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知
六、蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则
七、蒙西独立储能盈利模式

一、关于加快推动新型储能发展的指导意见

这个文件是2021年发布的，体现了国家对储能发展未来的展望。查看本文件，可以对储能发展方向有大体认知。并且要建立意识，思考各地区是如何对这个文件做出响应的。

国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见(发改能源规〔2021〕1051号)

原文链接：https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghxwj/202107/t20210723_1291321.html

抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。为推动新型储能快速发展，现提出如下意见。

主要目标：

到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。

新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

强化规划引导，鼓励储能多元发展

1. 统筹开展储能专项规划。

研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，并做好与相关规划的衔接。相关规划成果应及时报送国家发展改革委、国家能源局。

2. 大力推进电源侧储能项目建设。

结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。

3. 积极推动电网侧储能合理化布局。

通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。

4. 积极支持用户侧储能多元化发展。

鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。

推动技术进步，壮大储能产业体系

1. 提升科技创新能力。

开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，以“揭榜挂帅”方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，推动储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关，加快实现核心技术自主化，强化电化学储能安全技术研究。坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。

2. 加强产学研用融合。

完善储能技术学科专业建设，深化多学科人才交叉培养，打造一批储能技术产教融合创新平台。支持建设国家级储能重点实验室、工程研发中心等。鼓励地方政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联盟，优化创新资源分配，推动商业模式创新。

3. 加快创新成果转化。

鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范。加强对新型储能重大示范项目分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。

4. 增强储能产业竞争力。

通过重大项目建设引导提升储能核心技术装备自主可控水平，重视上下游协同，依托具有自主知识产权和核心竞争力的骨干企业，积极推动从生产、建设、运营到回收的全产业链发展。支持中国新型储能技术和标准“走出去”。支持结合资源禀赋、技术优势、产业基础、人力资源等条件，推动建设一批国家储能高新技术产业化基地。

完善政策机制，营造健康市场环境

1. 明确新型储能独立市场主体地位。

研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。

2. 健全新型储能价格机制。

建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

3. 健全“新能源+储能”项目激励机制。

对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

规范行业管理，提升建设运行水平

1. 完善储能建设运行要求。

以电力系统需求为导向，以发挥储能运行效益和功能为目标，建立健全各地方新建电力装机配套储能政策。电网企业应积极优化调度运行机制，研究制定各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位和运行方式，充分发挥储能作为灵活性资源的功能和效益。

2. 明确储能备案并网流程。

明确地方政府相关部门新型储能行业管理职能，协调优化储能备案办理流程、出台管理细则。督促电网企业按照“简化手续、提高效率”的原则明确并网流程，及时出具并网接入意见，负责建设接网工程，提供并网调试及验收等服务，鼓励对用户侧储能提供“一站式”服务。

3. 健全储能技术标准及管理体系。

按照储能发展和安全运行需求，发挥储能标准化信息平台作用，统筹研究、完善储能标准体系建设的顶层设计，开展不同应用场景储能标准制修订，建立健全储能全产业链技术标准体系。加强现行能源电力系统相关标准与储能应用的统筹衔接。推动完善新型储能检测和认证体系。推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的安全标准及管理体系。

二、关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知

国家发展改革委国家能源局关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知(发改能源〔2022〕209号)

原文链接：https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2022-03/22/content_5680417.htm

发展目标

到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。

到 2030 年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

强化技术攻关，构建新型储能创新体系

1. 加大关键技术装备研发力度

推动多元化技术开发：开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。

突破全过程安全技术：突破电池本质安全控制、电化学储能
系统安全预警、系统多级防护结构及关键材料、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术，支撑大规模储能电站安全运行。突破储能电池循环寿命快速检测和老化状态评价技术，研发退役电池健康评估、分选、修复等梯次利用相关技术，研究多元新型储能接入电网系统的控制保护与安全防御技术。

积极试点示范，稳妥推进新型储能产业化进程

1. 加快多元化技术示范应用：

1.1 加快重大技术创新示范：积极开展首台（套）重大技术装备示范、科技创新（储能）试点示范。加强试点示范项目的跟踪监
测与分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。推动国家级新型储能实证基地建设，为各类新型储能设备研发、标准制定、运行管理、效益分析等提供验证平台。

开展不同技术路线分类试点示范：重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压缩空气等储能技术试点示范项目，推动火电机组抽汽蓄能等试点示范，研究开展钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。

推动多时间尺度新型储能技术试点示范：针对负荷跟踪、系统调频、惯量支撑、爬坡、无功支持及机械能回收等秒级和分钟级应用需求，推动短时高频储能技术示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。

2. 推进不同场景及区域试点示范

深化不同应用场景试点示范：聚焦新型储能在电源侧、电网侧、用户侧各类应用场景，遴选一批新型储能示范试点项目，结合不同应用场景制定差异化支持政策。结合试点示范项目，深化不同应用场景下储能装备、系统集成、规划设计、调度运行、安全防护、测试评价等方面的关键技术研究。

加快重点区域试点示范：积极开展区域性储能示范区建设，鼓励各地因地制宜开展新型储能政策机制改革试点，推动重点区
域新型储能试点示范项目建设。结合以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设开展新型储能试点示范；加快青海省国家储能发展先行示范区建设；加强河北、广东、福建、江苏等地首批科技创新（储能）试点示范项目跟踪评估；统筹推进张家口可再生能源示范区新型储能发展。鼓励各地在具备先进技术、人才队伍和资金支持的前提下，大胆先行先试，开展技术创新、模式创新以及体制机制创新试点示范和应用。

推动规模化发展，支撑构建新型电力系统

推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，充分挖掘常规电源储能潜力，提高系统调节能力和容量支撑能力。

1. 加大力度发展电源侧新型储能

1.1 推动系统友好型新能源电站建设：在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。

1.2 支撑高比例可再生能源基地外送：依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。

1.3 促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳：配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。

1.4 促进大规模海上风电开发消纳：结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。

1.5 提升常规电源调节能力：推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

开展新型储能多元化应用

1. 推进源网荷储一体化协同发展：通过优化整合本地电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，探索不同技术路径和发展模式，鼓励源网荷储一体化项目开展内部联合调度。

2. 加快跨领域融合发展：结合国家新型基础设施建设，积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合，不断拓展新型储能应用模式。

3. 拓展多种储能形式应用：结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展，支撑综合智慧能源系统建设。

完善体制机制，加快新型储能市场化步伐

1. 营造良好市场环境

1.1 推动新型储能参与各类电力市场：加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

1.2 完善适合新型储能的辅助服务市场机制：推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易

合理疏导新型储能成本

1. 加大“新能源+储能”支持力度：在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑

2. 完善电网侧储能价格疏导机制：以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收

3. 完善鼓励用户侧储能发展的价格机制：加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。

拓展新型储能商业模式

1. 探索推广共享储能模式：鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统

2. 研究开展储能聚合应用：鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式

3. 创新投资运营模式：鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。

三、内蒙古关于加快推动新型储能发展的实施意见

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(内政办发〔2021〕86号)

https://www.nmg.gov.cn/zfbgt/zwgk/zzqwj/202112/t20211231_1988526.html

国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见(发改能源规〔2021〕1051号)等文件发布后，内蒙古是如何进行响应的呢？

我们需要知道的就一句话，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。在源、网、荷侧应用场景建设一批多元化新型储能项目，规模布局与新型电力系统发展相适应。建成并网新型储能装机规模达到500万千瓦以上。

友好型新能源电站建设，实现储能与新能源电源的深度融合。

新建的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

配建比例2022年后根据情况适时调整。支持鼓励已并网的新能源项目配套建设新型储能

有序发展大电网储能。在调峰调频困难或电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能

用电负荷增速较快、输电走廊或变电站站址资源紧张地区，合理布局新型储能

供电能力不足的电网末端和偏远地区，合理布局建设新型储能

鼓励工业、通信、金融、互联网等供电可靠性要求高的用户侧领域，率先通过分布式能源配置新型储能

支持重要负荷用户根据用电需求自行建设一批移动式或固定式新型储能，提升应急供电保障能力

聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，围绕微电网、大数据中心、5G基站等新型终端用户，探索智慧能源、虚拟电厂等多种新型储能应用场景与商业模式

加快推进乌兰察布“源网荷储一体化”、通辽“风光火储制研一体化”项目建设

用电负荷集中、新能源资源条件较好的地区，依托电力“源网荷储一体化”发展模式，推动新型储能规模化发展和商业化应用

在新能源资源较丰富、系统消纳能力较差或电网调峰需求较为集中的地区，因地制宜布局建设独立共享式新型储能电站

鼓励发电企业、电网企业和电力用户租赁、购买储能电站服务，发挥储能“一站多用”的共享作用

独立共享式新型储能电站应集中建设，电站功率原则上不低于5万千瓦，时长不低于4小时

明确独立市场主体地位：支持新型储能进入并允许同时参与各类电力市场交易，建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，电源侧储能与电源作为一个主体参与电力市场交易，电网侧储能、负荷侧储能、独立共享储能作为单一主体参与电力市场交易

建立健全价格机制：新型储能执行峰谷、尖峰等分时电价政策，支持新型储能市场主体通过峰谷价差获取合理收益。研究制定电网侧新型储能电站容量电价机制。

建立激励机制：完善调峰辅助服务市场机制，在电力系统有调峰需求时，同等条件下优先调度使用新型储能

四、关于印发自治区支持新型储能发展若干政策

内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展若干政策（2022—2025年）的通知(内政办发〔2022〕88号)

https://www.nmg.gov.cn/zwgk/zfxxgk/zc/xzgfxwj/202212/t20221219_2190842.html

发展新型储能是提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措

一、支持锂电池、液流电池、压缩空气、飞轮等新型储能规模化发展布局，对其他形式储能开展试点示范工作

二、新能源项目开发应按要求配建储能设施，可采用自建、租赁或购买储能服务等方式。

1. 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。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。

2. 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。

三、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

四、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，提高电网系统灵活调节和供电能力。

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

五、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

六、开展独立新型储能电站示范项目建设，通过竞争性招标方式确定示范项目，原则上单个储能电站规模不小于10万千瓦、时长不低于2小时

七、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，为新型储能发展创造盈利空间。

八、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。

九、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。

十、建立市场化补偿机制，纳入自治区示范项目的独立新型储能电站享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时，补偿期不超过10年。

容量补偿费用按放电量计算，根据实际调用电量，由未提供有偿调峰服务的市场主体分摊，如有容量市场相关政策出台，按新政策执行

十一、鼓励独立新型储能电站通过租赁、出售等市场化方式获得收益，对应容量不再享受容量补偿。

十二、支持新型储能全产业链发展，重点引进电解液、电芯、BMS、PCS、EMS、空气压缩机、系统集成等核心装备。

以上政策自发布之日起实施，有效期至2025年12月31日，由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

五、关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知

内蒙古自治区能源局内蒙古自治区发展和改革委员会内蒙古自治区工业和信息化厅关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知(内能电力字〔2023〕 1101号)

https://nyj.nmg.gov.cn/zwgk/zfxxgkzl/fdzdgknr/xzgfxwj/202311/t20231118_2412768.html

通用要求：独立储能电站运营生命周期不低于20年（含电池更换），电站充放电转换效率一般不低于60%，电站可用率不低于90%

并网要求：独立储能电站具备独立计量、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

应用场景：独立储能电站暂考虑电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站

电网侧独立储能电站主要发挥提升系统调节能力、保障高峰用电需求、解决末端电网用电需求等作用

提升系统调节能力的储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于4小时

保障高峰用电需求的储能电站放电功率不低于10万千瓦、连续放电时长不低于4小时

解决末端电网用电需求的储能电站放电功率不低于0.5万千瓦、不超过5万千瓦、连续放电时长不低于8小时

电源侧独立储能电站主要发挥满足新能源场站并网运行要求

为有明确服务关系的新能源场站调峰、促进相关新能源发电主体提高利用率等作用，储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于2小时

布局要求：

投资条件：

运营管理

1. 调度运行

交易方式

1. 电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站均可以双重身份参与交易，放电时作为发电企业参与交易，充电时视同电力用户参与交易。

2. 独立储能电站向电网送电的，相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加

3. 蒙西地区的独立储能电站可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价格及规则执行

4. 蒙东地区的独立储能电站在电力现货市场和电力辅助服务市场运行之前，参与电力市场交易，执行峰谷、尖峰等分时电价政策，并按照东北区域电力辅助服务管理相关要求，参与有偿调峰、调频、转动惯量调用获取收益；电力现货市场和电力辅助服务市场运行后按相关市场价格及规则执行。

容量补偿：

纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元/千瓦时，补偿期暂按10年考虑，如有容量市场或容量电价相关政策出台，按新政策执行

补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站），电网企业按月测算补偿资金规模和各发电侧电源企业分摊标准。

电源侧独立储能电站不享受容量补偿

市场化：

电源侧独立储能电站通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益，租赁费用由承租的新能源企业提供

储能容量租赁价格可参考电网侧独立储能示范项目的容量补偿标准，由租赁双方协商约定

电源侧独立储能电站为相关新能源场站提供调节服务产生的充放电量需能够进行计量，对应的充电电量价格由租赁双方协商确定

本细则自发布之日起实施，由自治区能源局会同有关部门负责解释。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。

六、蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则

《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则（试行）》:https://hbj.nea.gov.cn/file_upload/20200618/26461592470962737_4b917d5a-3556-491a-b7f0-e9a70b015e63.pdf

《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则（试行）》修订内容:https://hbj.nea.gov.cn/file_upload/20201231/37931609407230711_51a3f50d-6273-45ac-b6e0-51f24dd0dd41.pdf

了解即可的内容

市场主体可同时参与调频市场和现货电能量市场。

同时参与调频市场和现货电能量市场的市场主体，可获得调频容量及调频里程补偿

仅参与调频市场的市场主体仅获得调频里程补偿

调频里程定义为每日调节量的总和

调频容量是指为保持联络线功率及系统频率稳定所预留的容量，调频市场的总供给容量应满足总需求容量，以保障电力系统的稳定运行

电力调度机构综合考虑负荷预测、系统实际运行情况等因素确定调频容量需求，市场初期暂定调频需求为对应时段统调负荷预测最大值的 3%-7%

调频辅助服务市场采用“日前报价、日内集中出清”的组织方式开展，日前申报信息封存到运行日，运行日 4小时为一个交易时段，每个交易时段集中出清

调频市场为全年全天运行的市场，各 AGC 单元需每日向电力交易机构提交申报信息，迟报、漏报或不报者将默认以该市场主体所属 AGC 单元报价上一次申报信息为最终报价参与调频市场

各 AGC 单元需申报的内容为调频里程价格和参与竞标的调频容量

申报调频里程价格的最小单位是 0.1 元/MW，申报价格范围暂定为 6-15 元/MW（后修订为2-12 元/MW）

申报调频容量的最小单位是 1MW

AGC 调频容量申报上限=MIN（AGC 单元额定容量×10.5%，标准速率*7 分钟）；

AGC 调频容量申报下限=MIN（AGC 单元额定容量×7.5%，标准速率*5 分钟）；

系统将对各 AGC 单元的申报价格和调频容量可调范围进行自动审核，确认申报价格是否在上限范围以内，对于申报价格超出范围的，系统自动识别为上限价格

每天组织交易前对准入的 AGC 单元最近一个运行日的综合调频性能指标日平均值 $K^{i}_{pd}$ 进行归一化处理

所有AGC 单元的综合调频性能指标平均值为 $\overline{K_{pd}}$

$k$ 设为调节系数，调频市场开展初期取 $1$ （后修订为 $0.8$ ），后续根据实际情况调整

归一化后的综合调频性能指标 $P^i$ 为 $\dfrac{K^i_{pd}}{k * \overline{K_{pd}}}$

AGC 单元的调频里程排序价格 = $\cfrac{调频里程报价}{P^i}$

重点掌握的内容

电力调度机构应详细记录所辖并网发电厂调频辅助服务交易、调用、费用计算等情况。

调频市场计量的依据为：电力调度指令、能量管理系统（EMS）、智能电网调度控制系统采集的实时数据、电能量采集系统的电量数据等。

电力调度机构负责按照收支平衡原则、以日清月结的方式进行调频市场相关费用结算。

调频市场结算与当月电费结算同步完成。

参与调频市场的市场主体在当月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的调频服务补偿（分摊）费用额度，与当月电费一并结算

调频市场费用包括调频容量补偿、调频里程补偿两部分

调频容量补偿：中标的 AGC 单元容量补偿按日统计，按月结算，AGC 单元日容量补偿 $COM_{CP}^i$ 计算公式： $COM^i_{CP}=\sum^N_{t=1} C^{i,t}_{Cp} * B_{Cp}$

$C^{i,t}_{Cp}$ ：为 AGC 单元 $i$ 在交易时段 $t$ 内的中标容量， $B_{Cp}$ 为调频容量补偿价格，市场初期价格暂定为 $60 元 / M W$

$N$ 为交易时段数量

调频里程补偿：AGC 单元在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频里程补偿。

AGC 单元的调频里程补偿按日统计、按月进行结算，AGC 单元日调频里程补偿 $COM_{M}^{i}$ 计算公式如下：

七、蒙西独立储能盈利模式

在上面的政策文件中：内蒙古自治区能源局内蒙古自治区发展和改革委员会内蒙古自治区工业和信息化厅关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知(内能电力字〔2023〕 1101号)

我们已经知道了电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站在正常运行方式下作为独立市场主体，按市场规则参与电力市场和辅助服务市场交易，自主申报充放电计划。

目前“容量补偿+现货市场+辅助服务”已经成为蒙西电网侧独立储能较为确定的盈利模式

容量补偿：电网侧独立储能示范项目享有容量补偿，电源侧独立储能可参与容量租赁。

现货市场套利：调频辅助服务市场优先出清，中标机组预留调节容量后，剩余发电空间参与现货电能量市场出清。

辅助服务

1. 调峰辅助服务：现货市场运行期间，取消调峰市场

2. 调频辅助服务

3. 备用辅助服务

注意，调频和备用辅助服务，出清顺序为先调频和备用辅助服务，然后才有电能量市场。