2025年内蒙古将建成并网新型储能 装机规模达500千瓦以上

近日，内蒙古自治区人民政府发布《关于加快推动新型储能发展的实施意见》（以下简称《意见》），意见指出，以实现碳达峰碳中和为目标，着力推动新型储能示范应用与技术创新，建立健全配套体制机制，加快推动自治区新型储能产业规模化高质量发展，为提升电力系统安全保障能力、构建以新能源为主体的新型电力系统、建设国家现代能源经济示范区提供有力支撑。

新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式并对外提供服务的储能项目。意见制定了发展新型储能的发展目标，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。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。全面提升技术创新能力与应用水平，建立健全标准体系与管理机制，培育完善市场环境和商业模式。建成并网新型储能装机规模达到500万千瓦以上。

大力发展电源侧新型储能有序发展电网侧新型储能

《意见》指出，内蒙古将大力发展电源侧新型储能。首先，全面推动系统友好型新能源电站建设。根据电力系统运行需求，结合新能源资源开发，全面推进系统友好型新能源电站发展模式，实现储能与新能源电源的深度融合。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；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。

其次，大力发展多能互补式电站建设。依托现有和“十四五”规划建设的电力外送通道，结合通道送电能力和受端地区调峰空间，通过“风光火储一体化”多能互补模式，支撑大规模新能源电源接入，提升通道利用率和可再生能源电量占比。鼓励公用、自备燃煤电厂结合火电灵活性改造，配套建设新型储能设施，增加煤电机组深度调峰和电力系统调频能力，促进燃煤电厂按照多能互补模式与新能源电源耦合式发展。

在有序发展电网侧新型储能方面，首先，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，提高电网安全稳定运行水平。在用电负荷增速较快、输电走廊或变电站站址资源紧张地区，合理布局新型储能，减缓输变电工程投资。鼓励结合老旧、退役变电站建设新型储能试点，发挥存量输变电设施价值。

其次，因地制宜发展末端电网储能。在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，支撑分布式新能源开发利用，共同保障末端电网和偏远地区用电需求，解决输电阻塞、长距离输变电工程供电不经济等问题，提升电网供电能力，提高供电可靠性。

鼓励发展用户侧新型储能积极发展多元化新型储能

《意见》指出，鼓励发展用户侧新型储能，首先推动建设重要负荷用户储能。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，提升用户电力自平衡能力，提高对大电网的稳定性支撑。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。

其次，探索新型储能聚合应用场景。依托智能充电基础设施，探索开展有序充电、调峰调频等电动汽车与电网互动新技术（V2G）应用，试点示范“风光储充”应用项目。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。

在积极发展多元化新型储能中，首先，推进源网荷储一体化发展模式。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，总结推广成功经验，完善新型储能设计、建设、验收、检测、运行、维护等相关标准。在用电负荷集中、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。结合负荷灵活调节能力，合理优化新型储能建设规模。

其次，探索推广独立共享储能模式。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。积极支持各类主体开展独立共享储能应用示范。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。

建立健全新型储能配套政策机制

为了顺利实现2025年的各项目标，《意见》指出，将建立健全新型储能配套政策机制。一是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，加快制定新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，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。

二是建立健全价格机制。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，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机制。

三是建立激励机制。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。对于建设大规模、高比例、高参数的新型储能项目和示范应用新技术、新模式的新型储能项目，在项目备案、并网时序、系统调度运行安排、电力辅助服务补偿等方面优先考虑。

四是提升创新能力。加大新型储能产业技术研发，依托企业、高校、科研院所等开展关键核心技术攻关，加快推动新型储能技术突破，围绕不同应用场景开展新型储能集成技术创新应用，试点示范新型储能相关科技计划项目。

五是增强产业竞争力。通过重大项目建设引导，提升新型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。结合资源禀赋、技术优势、产业基础、人力资源等条件，积极争取建设一批国家新型储能高新技术产业化基地。(林  楚)