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伴隨著夏日火熱天氣到來的，是內(nèi)蒙古不斷高漲的儲能項目開發(fā)熱度。

儲能與電力市場獲悉，近日，內(nèi)蒙接連啟動4個風(fēng)儲項目儲能設(shè)備招標，儲能規(guī)模達240MW/540MWh。

華能儲能設(shè)備采購

科爾沁右翼前旗200MW風(fēng)電配60MW/120MWh儲能項目。

突泉百萬風(fēng)電基地一期300MW風(fēng)電配套90MW/180MWh儲能項目。

招標單位為中國電建集團湖北工程有限公司。

華潤儲能PC工程招標

華潤杭錦旗200MW風(fēng)力發(fā)電配套60MW/120MWh儲能系統(tǒng)PC工程招標，招標單位為華潤新能源（鄂爾多斯）有限公司。

華潤新能源阿拉善宗別立200MW風(fēng)電配套60MW/120MWh儲能系統(tǒng)PC工程招標，招標單位為華潤新能源（阿拉善）有限公司。

儲能與電力市場的項目數(shù)據(jù)庫顯示，除上述項目外， 2022年以來內(nèi)蒙古已啟動EPC/儲能設(shè)備招標和項目建設(shè)的儲能項目已達36個，總規(guī)模2.14GW/4.28GWh，涉及三峽、華能、大唐等18個開發(fā)商。

與其他地區(qū)儲能主要圍繞光儲和獨立式儲能項目不同，內(nèi)蒙的儲能項目大多圍繞風(fēng)電項目進行配置，占全部項目規(guī)模的約70%，且配置比例高達30%/2小時。

旺盛的儲能需求

作為新能源大省，內(nèi)蒙古的儲能需求一直很旺盛。

根據(jù)2021年11月發(fā)布的《內(nèi)蒙古自治區(qū)2021年保障性并網(wǎng)集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項目優(yōu)選結(jié)果》，伴隨風(fēng)光保障性并網(wǎng)項目規(guī)劃的儲能容量就達到了2894MW/5698MWh。

2021年12月，內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳曾發(fā)布過《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見》，提出新建保障性并網(wǎng)新能源項目，配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長2小時以上；新建市場化并網(wǎng)新能源項目，配建儲能規(guī)模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長4小時以上。2022年7月印發(fā)的《內(nèi)蒙古自治區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則（2022年版）》，將源網(wǎng)荷儲一體化項目中儲能的配置要求也提高到了“原則上不低于新能源規(guī)模的15%（4小時）”。內(nèi)蒙古新能源配儲正朝著4小時系統(tǒng)邁進，未來儲能規(guī)?；?qū)⑦M一步擴大。

自治區(qū)下屬市/區(qū)也很瘋狂。2022年6月鄂爾多斯市人民政府發(fā)布的《“十四五”能源綜合發(fā)展規(guī)劃》，制定了“2025年儲能電站裝機容量力爭達到新能源裝機容量10%以上”的目標。而此規(guī)劃公布的“十四五”能源發(fā)展重大工程項目庫中，更是包含了27個涉及儲能的項目，儲能裝機規(guī)模高達4871.5MW/9743MWh。

根據(jù)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見》，到2025年，內(nèi)蒙古將建成并網(wǎng)新型儲能裝機規(guī)模達到5000MW以上。顯然規(guī)劃的數(shù)量有了，下面就看項目的具體落實情況了。

暫不明朗的收益模式

與其他區(qū)域類似，租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)也將是內(nèi)蒙古儲能項目一段時期內(nèi)最主要盈利模式。但在內(nèi)蒙古這一模式下儲能項目的經(jīng)濟性核算仍存在較大困難。

政策層面鼓勵并承認租賃儲能容量滿足可再生能源儲能配額，但容量租賃畢竟依賴于新能源發(fā)電企業(yè)買單，顯然收益高低取決于新能源發(fā)電企業(yè)成本承受能力。

而調(diào)峰方面，儲能電站的調(diào)峰補償價格以及全年利用時間目前尚無定論。2020年9月東北能監(jiān)局發(fā)布的《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則》曾指出，規(guī)模10MW/4小時以上的儲能系統(tǒng)可為電網(wǎng)提供調(diào)峰輔助服務(wù)，或為儲能電站調(diào)峰提供一點參照。參照該運營規(guī)則下對火電機組深度調(diào)峰市場競價時報價上下限的相關(guān)規(guī)定，或可用0.3-0.5元/kWh的調(diào)峰補償標準為儲能電站進行測算。

但是，內(nèi)蒙古儲能電站的全年調(diào)用時長目前沒有明確說明。2021年8月內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見（征求意見稿）》曾提出，電網(wǎng)公司需保證儲能年利用小時數(shù)不低于500小時，但正式文稿發(fā)布時，刪除了500小時的條款。這或許表明在儲能的發(fā)展和利用上，內(nèi)蒙電網(wǎng)公司和能源局存在著一定的意見不統(tǒng)一。沒有明確地利用時長，內(nèi)蒙古儲能電站的盈利必然會蒙上一層疑云。

一份一直未對外發(fā)布的文件《內(nèi)蒙古自治區(qū)關(guān)于支持新型儲能發(fā)展若干政策（2022-2025年）（征求意見稿）》曾對內(nèi)蒙古獨立儲能電站的政策機制做了一些規(guī)定，如能實施，將在一定程度上可以為儲能電站帶來一些確定性收益。根據(jù)該文件：

電力現(xiàn)貨市場下，儲能電站可作為價格接受者參與市場出清并按照市場交易規(guī)則結(jié)算。

電力現(xiàn)貨市場開展前，按分時電價與電網(wǎng)公司簽訂頂峰、低谷時段合約，年合約小時數(shù)原則上不低于600小時。

未通過容量租賃、出售等市場化方式獲得收益的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站，可享受容量補償。容量補償標準通過競價方式確定，報價上限為0.35元/kWh，補償期10年。

近期大量啟動的儲能項目是否意味著內(nèi)蒙將有新的有利政策出臺尚不得而知，但作為政策驅(qū)動的市場，內(nèi)蒙古儲能項目對政策及市場機制的需求，顯然已經(jīng)迫在眉睫。

原標題：超2GW/4GWh儲能項目啟動，內(nèi)蒙項目如何盈利成關(guān)鍵