11月18日，內蒙古能源局等印發《內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》。該文件指出：納入示范項目的電網側獨立儲能電站享受容量補償，按放電量補償上限0.35元/千瓦時，補償期10年。補償所需資金暫由發電側電源企業分攤（不包括分散式分布式電源、光伏扶貧電站）。電源側獨立儲能電站不享受容量補償。

建設要求指出，獨立儲能電站生命周期不低于20年（含電池更換），電站充放電轉換效率一般不低于60%，電站可用率不低于90%。

獨立儲能電站暫考慮電網側獨立儲能電站和電源側獨立儲能電站：

電網側獨立儲能電站：提升系統調節能力的儲能電站放電不低于50MW、4小時，保障高峰用電需求的儲能電站放電不低于100MW、4小時，解決末端電網用電需求的儲能電站放電功率不低于5MW、不超過50MW、不低于8小時。

電源側獨立儲能電站：主要發揮新能源場站調峰、促進相關新能源發電主體提高利用率等作用，儲能電站放電不低于50MW、2小時。

電網側獨立儲能電站和電源側獨立儲能電站均可以雙重身份參與交易，放電時作為發電企業參與交易，充電時視同電力用戶參與交易。

電源側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，租賃費用由承租的新能源企業提供；儲能容量租賃價格可參考電網側獨立儲能示范項目的容量補償標準，由租賃雙方協商約定。

政策原文及解讀如下：

內蒙古自治區能源局 內蒙古自治區發展和改革委員會

內蒙古自治區工業和信息化廳關于印發

《內蒙古自治區獨立新型儲能電站

項目實施細則（暫行）》的通知

各盟市能源局，有關盟市發展改革委、工信局，內蒙古電力公司、國網蒙東電力公司，有關發電企業：

為深入貫徹落實國家和自治區新型儲能有關規定，加快推動新型儲能市場化、產業化、規模化發展，有序推進新型儲能試點示范項目建設，結合自治區實際情況，按照《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于加快推動新型儲能發展的實施意見》《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于印發自治區支持新型儲能發展若干政策（2022—2025年）的通知》有關要求，自治區能源局會同自治區發展改革委、工信廳編制了《內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》。經自治區人民政府同意，現印發給你們，請遵照執行。

內蒙古自治區能源局 內蒙古自治區發展和改革委員會

內蒙古自治區工業和信息化廳

2023年11月15日

（此件主動公開）

附件

內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）

第一章 總 則

第一條 【目的依據】為落實《國家發展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）《國家發展改革委 國家能源局關于印發<“十四五”新型儲能發展實施方案>的通知》（發改能源〔2022〕209號）《國家能源局關于印發<新型儲能項目管理規范（暫行）>的通知》（國能發科技規〔2021〕47號）《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于加快推動新型儲能發展的實施意見》（內政辦發〔2021〕86號）《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于印發自治區支持新型儲能發展若干政策（2022—2025年）的通知》（內政辦發〔2022〕88號）等有關要求，有序推進自治區獨立新型儲能電站建設，特制定本細則。

第二條 【適用范圍】本細則適用于全區獨立新型儲能電站項目（以下簡稱“獨立儲能電站”）的建設、運行和管理，主要是指直接接入公用電網，以獨立市場主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，接受電力調度機構統一調度、服務電力系統運行的新型儲能電站，包括電化學、壓縮空氣、飛輪、重力、超級電容等。

第二章 建設要求

第三條 【通用要求】獨立儲能電站具備獨立法人資格，主要設備性能應符合國家相關標準規范，運營生命周期不低于20年（含電池更換），電站充放電轉換效率一般不低于60%，電站可用率不低于90%。

第四條 【并網要求】獨立儲能電站具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合儲能相關標準規范和電力市場運營機構等有關要求。

第五條 【應用場景】獨立儲能電站暫考慮電網側獨立儲能電站和電源側獨立儲能電站，兩者的功能定位和應用場景有明確區分。電網側獨立儲能電站主要發揮提升系統調節能力、保障高峰用電需求、解決末端電網用電需求等作用，其中提升系統調節能力的儲能電站放電功率不低于5萬千瓦、連續放電時長不低于4小時，保障高峰用電需求的儲能電站放電功率不低于10萬千瓦、連續放電時長不低于4小時，解決末端電網用電需求的儲能電站放電功率不低于0.5萬千瓦、不超過5萬千瓦、連續放電時長不低于8小時。電源側獨立儲能電站主要發揮滿足新能源場站并網運行要求、為有明確服務關系的新能源場站調峰、促進相關新能源發電主體提高利用率等作用，儲能電站放電功率不低于5萬千瓦、連續放電時長不低于2小時。

第六條 【布局要求】電網側獨立儲能電站中，提升系統調節能力的獨立儲能電站重點布局在電網調節能力較弱、新能源因送出受阻消納困難的地區；保障高峰用電需求的獨立儲能電站重點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；解決末端電網用電需求的獨立儲能電站重點布局在阿拉善、錫林郭勒以及北部邊境電網薄弱地區。電源側獨立儲能電站重點布局在新能源資源富集、系統消納能力較差的地區；鼓勵未配建儲能的在運保障性并網新能源項目，根據電網結構就近布局建設獨立儲能電站，提升新能源電站利用率；鼓勵新增的保障性并網新能源項目，按照配建儲能規模的相關要求，根據電網結構就近布局建設對應規模的獨立儲能電站。

第七條 【投資條件】支持電網企業、發電企業獨立或成立聯合體投資建設獨立儲能電站，鼓勵社會資本積極參與獨立儲能電站投資。鼓勵未配建儲能的保障性并網新能源項目，采用合建、租賃、購買等方式建設電源側獨立儲能電站；鼓勵已配建儲能的在運保障性并網新能源項目，在滿足計量、運行控制等技術條件、安全標準和電力市場運營機構等有關要求的前提下，將配建儲能整合為電源側獨立儲能電站。市場化并網新能源項目的配建儲能暫不考慮轉為電源側獨立儲能電站。原則上電網側獨立儲能電站的配套送出工程全部由電網企業投資建設，電源側獨立儲能電站的送出線路工程由儲能企業投資建設、接入電網變電站內的相關工程由電網企業投資建設。

第八條 【支持內容】鼓勵獨立儲能電站開展新型儲能技術應用示范、首臺（套）重大技術裝備示范，支持開展液流電池、壓縮空氣、鈉離子電池、固態鋰離子電池、重力、飛輪等技術路線試點示范；支持能夠提供物理轉動慣量的技術路線，保障電網安全穩定運行、支撐新能源消納；支持裝備制造行業、能源行業的龍頭企業牽頭建立新型儲能創新平臺、重點實驗室等，支持新型儲能相關生產企業技術攻關和改造，在重大科技項目攻關、高新技術認定、科研經費投入等方面依法依規給予傾斜支持，對符合條件的推薦納入“科技興蒙”政策支持范圍；支持新型儲能裝備制造企業在自治區投資建設儲能裝備制造項目。

第三章 運營管理

第九條 【調度運行】獨立儲能電站按電網企業要求接入相應的電壓等級，按照國家和自治區電力并網運行管理規定，納入全區電力運行統一管理。電網側獨立儲能電站和電源側獨立儲能電站在正常運行方式下作為獨立市場主體，按市場規則參與電力市場和輔助服務市場交易，自主申報充放電計劃；在電網出現緊急狀況（如電力供需緊張、電網事故等）時，獨立儲能電站按照電力調度機構安排的運行方式進行充放電，電力調度機構應合理安排調用獨立儲能電站。電源側獨立儲能電站在充電時應優先滿足對應新能源場站調峰需求，不足部分按市場規則自主申報充電計劃。

第十條 【交易方式】電網側獨立儲能電站和電源側獨立儲能電站均可以雙重身份參與交易，放電時作為發電企業參與交易，充電時視同電力用戶參與交易。獨立儲能電站向電網送電的，相應的充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

蒙西地區的獨立儲能電站可通過參與電力現貨市場和電力輔助服務市場獲得收益，充放電電量電價以及輔助服務費用按相關市場價格及規則執行。蒙東地區的獨立儲能電站在電力現貨市場和電力輔助服務市場運行之前，參與電力市場交易，執行峰谷、尖峰等分時電價政策，并按照東北區域電力輔助服務管理相關要求，參與有償調峰、調頻、轉動慣量調用獲取收益；電力現貨市場和電力輔助服務市場運行后按相關市場價格及規則執行。

第十一條 【容量補償】納入示范項目的電網側獨立儲能電站享受容量補償，補償標準按放電量計算，補償上限暫按0.35元/千瓦時，補償期暫按10年考慮，如有容量市場或容量電價相關政策出臺，按新政策執行；補償所需資金暫由發電側電源企業分攤（不包括分散式分布式電源、光伏扶貧電站），電網企業按月測算補償資金規模和各發電側電源企業分攤標準。電源側獨立儲能電站不享受容量補償。

第十二條 【市場化】電源側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，租賃費用由承租的新能源企業提供；儲能容量租賃價格可參考電網側獨立儲能示范項目的容量補償標準，由租賃雙方協商約定；電源側獨立儲能電站為相關新能源場站提供調節服務產生的充放電量需能夠進行計量，對應的充電電量價格由租賃雙方協商確定。

第四章 項目申報

第十三條 【組織申報】電網側獨立儲能電站由自治區能源局統一組織示范項目申報，建設規模及布局根據電網實際需求確定，各盟市能源主管部門會同電網企業組織上報本地區符合條件的儲能項目。電源側獨立儲能電站不開展示范項目申報，由儲能企業自主選擇獨立儲能電站容量和場址位置，原則上就近布局在與之建立對應關系的新能源電站周邊。

第十四條 【遴選評估】自治區能源局組織電網企業和第三方咨詢機構，對各盟市上報的電網側獨立儲能電站示范項目進行遴選評估并組織實施。

第十五條 【容量認定】電源側獨立儲能電站建成投運后，儲能企業與對應的新能源企業應及時簽訂租賃協議或購買合同，鼓勵租賃雙方簽訂長期協議；各盟市能源主管部門會同電網企業，按照國家有關規定對新能源項目租賃或購買的儲能容量進行認定。

第五章 監督管理

第十六條 【項目備案】各盟市能源主管部門對本地區的獨立儲能電站實行備案管理，并及時將備案情況報送國家能源局派出機構和自治區能源局。

第十七條 【項目建設】各盟行政公署、市人民政府和電網企業要對獨立儲能電站在規劃用地、施工許可、電網接入、用能指標等前期手續上依法依規給予支持。獨立儲能電站要嚴格按照國家和行業有關標準要求開展電站設計、建設、安裝、竣工驗收和運營，電站設計、施工和監理單位應具相應資質。

第十八條 【項目驗收】獨立儲能電站建設完成后，由所在盟市能源主管部門牽頭負責，會同電網企業按照國家相關規定聯合組織竣工驗收。電網企業要抓緊研究制定獨立儲能電站并網準入標準，強化獨立儲能電站設備質量技術標準要求。

第十九條 【運營監管】各盟市能源主管部門要會同電網企業和有關機構定期開展項目監管，對于納入示范項目的獨立儲能電站投資主體，在補償期內原則上不得擅自變更建設內容，不得以出賣股份、資產租賃、分包、轉包等任何方式實質性變更投資主體。

第二十條 【安全生產】獨立儲能電站企業要加強安全生產管理，按照國家相關規定落實企業主體責任，制定運行和檢修規程，定期開展設備運維檢修和電池系統健康狀態評估、涉網性能檢測等，建立健全消防安全責任制和消防安全管理制度，定期開展防火檢查、防火巡查和消防設備檢查，編制應急預案并定期開展演練。

第二十一條 【退出管理】獨立儲能電站項目業主應做好項目運行狀態監測工作，實時監控儲能系統運行工況，在項目達到設計壽命或安全運行狀況不滿足相關技術要求時，應及時進行整改。經整改后仍不滿足相關要求的，項目業主應及時采取項目退役措施，并及時報告原備案機關及其他相關單位。

第六章 附 則

第二十二條 本細則自發布之日起實施，由自治區能源局會同有關部門負責解釋。如遇國家政策調整，與國家政策不一致的，按照國家政策執行。

《內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則》政策解讀

一、政策背景

根據《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于加快推動新型儲能發展的實施意見》《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于印發自治區支持新型儲能發展若干政策（2022—2025年）的通知》等有關要求，結合全區新能源規劃、電網規劃和新型儲能發展等實際情況，自治區能源局印發了《內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則》（以下簡稱“實施細則”），旨在有序推進新型儲能電站項目建設，豐富拓展新型儲能應用場景，試點示范新型儲能先進技術，促進新型儲能產業健康持續發展。

二、政策主要內容解讀

《實施細則》主要從厘清獨立儲能定義和功能定位、拓展多元化應用場景、合理優化項目布局、規范儲能電站及配套工程建設、完善市場價格機制、健全調度運行機制、建立容量補償和共享租賃機制、示范項目申報、加強項目監督管理等方面，對獨立儲能項目建設、運行和管理提出相關要求。

（一）獨立儲能定義。

具備獨立法人資格和獨立計量、控制等技術條件，直接接入公用電網，以獨立市場主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，接受電力調度機構統一調度、服務電力系統運行。

（二）明確功能定位。

根據不同功能定位，劃分為電網側獨立儲能、電源側獨立儲能。電網側獨立儲能為電力系統整體服務，發揮提升系統調節能力、保障高峰用電需求、解決末端電網用電需求等作用。電源側獨立儲能主要為對應的新能源場站提供調節服務，充電時優先滿足新能源場站的調峰需求、不足電量從電力市場獲取，放電時結合市場交易和電網需求自主安排。

（三）拓展應用場景。

電網側獨立儲能細分為三類應用場景，各類場景的儲能規模有明確區分：提升系統調節能力類的放電功率不低于5萬千瓦、時長不低于4小時，保障高峰用電需求類的放電功率不低于10萬千瓦、時長不低于4小時，解決末端電網用電需求類的放電功率不低于0.5萬千瓦、不超過5萬千瓦、時長不低于8小時。電源側獨立儲能的放電功率不低于5萬千瓦、放電時長不低于2小時。

（四）獨立儲能布局。

結合新能源消納和電網運行需求，電網側獨立儲能重點布局在新能源送出消納困難地區、負荷中心和電網末端地區，電源側獨立儲能重點布局在新能源資源富集地區、結合新能源場站位置和電網結構就近建設。

（五）儲能電站建設。

電網側獨立儲能根據電網實際需求有序建設，允許電網企業、發電企業獨立或成立聯合體投資建設，支持社會資本參與投資；電源側獨立儲能結合保障性并網新能源項目的需求建設，可采用合建、租賃、購買等方式新建或技術改造轉為獨立儲能電站，市場化并網新能源項目的配建儲能暫不考慮轉為獨立儲能電站。

（六）配套工程建設。

電網側獨立儲能的配套工程全部由電網企業投資建設，電源側獨立儲能的送出線路工程由儲能企業投資建設、接入電網的變電站內工程由電網企業投資建設。

（七）調度運行機制。

為充分發揮新型儲能移峰填谷、調頻調壓等調節作用，獨立儲能電站需接受電網統一調度管理，在電網出現緊急狀況時嚴格按電力調度機構的計劃安排運行，其他時段可參與市場交易自主申報充放電計劃、按市場出清結果運行。

（八）市場價格機制。

以市場化為導向，完善適應新型儲能的市場價格機制。允許獨立儲能自主選擇參與電力中長期和現貨市場、電力輔助服務市場等獲取收益，獨立儲能電站向電網送電的、相應的充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

（九）容量補償機制。

考慮到新型儲能正處于起步階段，為促進電網側儲能發展，在容量市場（電價）運行之前，按放電量給予電網側獨立儲能示范項目容量補償，每度電的補償標準上限為0.35元/千瓦時，補償期為10年，具體補償標準在示范項目評估時根據項目方案研究確定。

（十）共享租賃機制。

為提高新能源配建儲能轉獨立儲能的積極性，拓寬電源側獨立儲能收益模式，支持電源側獨立儲能通過共享租賃等方式獲得收益，鼓勵儲能企業和新能源企業簽訂長期協議，租賃價格可參考電網側獨立儲能示范項目的容量補償標準，由租賃雙方協商約定。

（十一）示范項目申報。

加快多元化新型儲能技術試點示范，由自治區能源局統一組織電網側獨立儲能示范項目申報，并會同電網企業、第三位咨詢機構開展示范項目評估，從安全可靠先進等方面遴選出示范項目并組織項目實施。

（十二）項目監督管理。

加強獨立儲能項目管理，對項目備案、開工建設、竣工驗收、項目監管、安全生產、狀態檢測和項目退出提出明確要求。