近日，內蒙古自治區能源局發布《關于加快新型儲能建設的通知》(以下簡稱《通知》)，提出對納入自治區獨立新型儲能電站規劃的獨立新型儲能電站向公用電網的放電量執行補償，補償標準一年一定，2025年度補償標準為0.35元/千瓦時，執行時間為10年。

　　內蒙古自治區能源局相關人士介紹，在2025年6月底前開工并在年底前投產的新型儲能電站放電量補償標準為0.35元/千瓦時。容量補償創全國兩個第一：補償標準最高、補償時間最長，完整覆蓋電化學儲能電站運行周期，能夠減輕企業負擔，提高投資回報率，提高項目業主單位建設積極性。同時激勵社會資本落地建設獨立新型儲能電站。

　　該政策的出臺極大地提振了儲能行業發展信心。尤其是在國家發改委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》(136號文)叫停新能源強制配儲后，市場對儲能項目出現觀望或延遲投資的背景下，內蒙古及時出臺《通知》，解決了固定資產投資風險問題，確保項目收益預期，為后續儲能產業發展提供路徑方案。

　　◆儲能發展有“真需求”

　　內蒙古新能源資源得天獨厚，風能和太陽能資源分別占全國開發總量的57%和21%。近年來，內蒙古新能源總裝機、新增裝機、發電量均居全國第一，配建儲能是增強電網穩定性、促進新能源有序上網、推動其在更大范圍消納的重要保障。

　　“今年內蒙古力爭新增新能源并網裝機4000萬千瓦，亟須新型儲能平抑新能源波動、提升消納能力、增強并網性能。儲能有真需求，且需求量較大。”業內人士稱，“136號文”叫停新能源強制配儲后，業內有待重建新的決策模型。“內蒙古及時出臺容量補償政策，在關鍵時刻很好地回答了儲能產業后續發展的關鍵問題，相關廠家、投資方蜂擁而至、投資問詢，市場反應熱烈。”

　　“136號文”叫停新能源強制配儲，短期必然對儲能市場造成沖擊。對市場新增主力的獨立儲能而言，新能源發電企業為了滿足并網要求而購買/租賃儲能設施調峰能力的支出或出現銳減。出臺新型儲能容量補償機制具有迫切性。

　　華北電力大學教授鄭華向《中國能源報》記者介紹，內蒙古的獨立儲能多為磷酸鐵鋰電池儲能，按項目中標度電成本走勢來看，現行0.35元/千瓦時的補償標準，具有較強吸引力。

　　◆新政創新管理模式

　　內蒙古在探索新型儲能運行模式上一直走在全國前列，構建起以容量補償機制為基礎，蒙西“容量補償+現貨交易”、蒙東“容量補償+輔助服務”的盈利機制。

　　早在2023年，內蒙古自治區能源局發布《獨立新型儲能電站項目實施細則(暫行)》，明確納入示范項目的電網側獨立儲能享受容量補償。彼時，政策要求仍區分電網側與電源側儲能，電源側儲能通過容量租賃、出售容量等方式獲得收益。《通知》進一步取消了電源側和電網側劃分，獨立儲能電站均享受容量補償。

　　“基于是否享受配置新能源指標、應用場景和功能定位不同原因，獨立儲能從管理上劃分為電網側和電源側獨立儲能，使得電源側獨立儲能和電網側獨立儲能享受不同的容量租賃或容量補償等政策支撐。從參與電力市場機制或準入而言，各地對二者并無本質差異化要求或規范。”鄭華指出，隨著“136號文”的頒布，強制配儲轉為自由配儲，獨立儲能必然回歸商業本質，簡化管理。

　　獨立儲能區別于新能源配儲或者火電廠聯合設立的儲能形式，可以以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受位置限制。通過共享互聯和統一調度，可實現更大的新能源出力效率和投資效益。

　　《通知》要求，對于納入自治區獨立新型儲能規劃的獨立新型儲能電站向公用電網的放電量執行補償。以“放電量”執行補償，而不是“裝機量”補償，補償標準一年一定。可以真實反映儲能的有效容量價值，避免項目享受容量補償后出現“躺平”情況，促進不同技術路線之間的良性競爭。

　　鄭華認為，磷酸鐵鋰電池儲能存在標稱功率和容量難于動態監測問題，在運行中難以像傳統火電機組一樣實現在線監測和檢測，因此，采用放電量補償更為簡單有效。

　　◆過渡政策路線

　　事實上，業內早已反映同為電網調節資源，國家已經出臺抽水蓄能容量電價機制。但發展空間更大的新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，面臨不公平競爭，發展速度和質量嚴重受限。

　　目前，抽水蓄能以兩部制電價政策為主，其中容量電價可以形象地理解為固定電話的座機費，用于補償儲能設施的固定資產投資;電量電價類似電話費，企業以實際發生的交易電量獲得收入。

　　近年來，甘肅、新疆、山東、河北等地陸續探索出臺針對新型儲能的容量補償或電價政策，比如，甘肅電網側獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場，補償上限是300元/兆瓦·日;新疆為獨立儲能提供0.2元/千瓦時的容量補償，2024年補償標準調整為0.16元/千瓦時，2025年補償標準進一步退坡至0.128元/千瓦時。

　　“在缺乏長效的電力市場機制和盈利模式下，各地容量補償力度不足，補償收效甚微。”業內專家向《中國能源報》記者指出，容量電價可有效應對安全調節不確定性帶來的儲能收入不確定性，受到儲能企業熱捧。但是，超過電網靈活調節資源需求量過度采用這一商業模式將拉高電力系統安全調節總成本，增加全體電力用戶負擔。

　　《通知》明確補償費用，以月度為周期在發電機組(廠站)間根據裝機容量分攤。電網企業按月測算補償資金規模和各發電機組(廠站)的分攤費用，向各發電廠發布。“單位容量實際發電能力和對電網貢獻度來看，煤電容量效果最佳、光伏最差，從電力系統運行經濟性角度，容量效果最差電源理應承擔更多成本。同時，用戶電價承受能力有限，只能讓電源側分攤。”業內人士稱。

　　◆最終走向市場化

　　各地容量補償政策對儲能發展利好，但加快容量市場建設更符合長遠發展。

　　“容量補償機制以政府定價為主，這種確定性的補償價格難以反映電力系統中長期容量需求的周期性變化以及市場技術創新，長期看容易造成資源錯配。應該是通過市場化手段來解決，建立容量市場。”業內專家指出，這個容量市場中不再區分技術路線，靈活性煤電、氣電、新能源、儲能(抽蓄、新型儲能)等各類調節資源都可參與。

　　國家發改委、國家能源局印發的《電力現貨市場基本規則(試行)》明確要求，各地結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全。開展現貨市場的地區，要做好市場限價、市場結算、發電成本調查等與容量補償機制的銜接。具備條件時，可探索建立容量市場。

　　“容量補償機制最終都要過渡到容量市場。”業內專家指出，目前，我國容量市場在加緊研究中，其中一項重要環節就是對中長期容量需求進行預測，通過競價形成價格，但我國缺乏成熟的容量需求曲線設計、市場出清規則和考核機制。不同類型調節資源的貢獻度、有效容量評估存在困難，難以直接對標煤電，需要建立科學的測算方法。部分區域、領域已建立容量補償，過渡到市場化需要打破現有利益格局，會遭遇一定阻力。整體來看，平衡宏觀調控和市場機制，確保各類電源公平競爭，是容量市場建設的焦點和難點。

　　業內專家建議，分步驟、分階段推進容量市場建設。短期持續完善各地容量補償機制，逐步引入市場化元素，比如，山東對多類資源按可靠容量補償;中期在現貨市場成熟地區開展區域容量市場試點;長期致力于建立全國統一容量市場，統籌優化各類資源，以經濟最優方式實現最高調節能力提升。