中國儲能網訊：伴隨著夏日火熱天氣到來的，是內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，內蒙接連啟動4個風儲項目儲能設備招標，儲能規(guī)模達240MW/540MWh。
華能儲能設備采購
科爾沁右翼前旗200MW風電配60MW/120MWh儲能項目。
突泉百萬風電基地一期300MW風電配套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據庫顯示，除上述項目外， 2022年以來內蒙古已啟動EPC/儲能設備招標和項目建設的儲能項目已達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，內蒙的儲能項目大多圍繞風電項目進行配置，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，內蒙古的儲能需求一直很旺盛。
根據2021年11月發(fā)布的《內蒙古自治區(qū)2021年保障性并網集中式風電、光伏發(fā)電項目優(yōu)選結果》，伴隨風光保障性并網項目規(guī)劃的儲能容量就達到了2894MW/5698MWh。
2021年12月，內蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳曾發(fā)布過《關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《內蒙古自治區(qū)源網荷儲一體化項目實施細則（2022年版）》，將源網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）”。內蒙古新能源配儲正朝著4小時系統(tǒng)邁進，未來儲能規(guī)模或將進一步擴大。
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《關于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見》，到2025年，內蒙古將建成并網新型儲能裝機規(guī)模達到5000MW以上。顯然規(guī)劃的數量有了，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+調峰輔助服務也將是內蒙古儲能項目一段時期內最主要盈利模式。但在內蒙古這一模式下儲能項目的經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。
而調峰方面，儲能電站的調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)可為電網提供調峰輔助服務，或為儲能電站調峰提供一點參照。參照該運營規(guī)則下對火電機組深度調峰市場競價時報價上下限的相關規(guī)定，或可用0.3-0.5元/kWh的調峰補償標準為儲能電站進行測算。
但是，內蒙古儲能電站的全年調用時長目前沒有明確說明。2021年8月內蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布的《關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，電網公司需保證儲能年利用小時數不低于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，內蒙電網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《內蒙古自治區(qū)關于支持新型儲能發(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。根據該文件：
電力現貨市場下，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)則結算。
電力現貨市場開展前，按分時電價與電網公司簽訂頂峰、低谷時段合約，年合約小時數原則上不低于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側獨立儲能電站，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蒙將有新的有利政策出臺尚不得而知，但作為政策驅動的市場，內蒙古儲能項目對政策及市場機制的需求，顯然已經迫在眉睫。
