近日，內蒙古自治區人民政府發布《關于加快推動新型儲能發展的實施意見》（以下簡稱《意見》），意見指出，以實現碳達峰碳中和為目標，著力推動新型儲能示范應用與技術創新，建立健全配套體制機制，加快推動自治區新型儲能產業規模化高質量發展，為提升電力系統安全保障能力、構建以新能源為主體的新型電力系統、建設國家現代能源經濟示范區提供有力支撐。

新型儲能是指除抽水蓄能以外，以輸出電力為主要形式并對外提供服務的儲能項目。意見制定了發展新型儲能的發展目標，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。在源、網、荷側應用場景建設一批多元化新型儲能項目，規模布局與新型電力系統發展相適應。全面提升技術創新能力與應用水平，建立健全標準體系與管理機制，培育完善市場環境和商業模式。建成并網新型儲能裝機規模達到500萬千瓦以上。

大力發展電源側新型儲能有序發展電網側新型儲能

《意見》指出，內蒙古將大力發展電源側新型儲能。首先，全面推動系統友好型新能源電站建設。根據電力系統運行需求，結合新能源資源開發，全面推進系統友好型新能源電站發展模式，實現儲能與新能源電源的深度融合。新建保障性并網新能源項目，配建儲能規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；配建比例2022年后根據情況適時調整。支持鼓勵已并網的新能源項目配套建設新型儲能。

其次，大力發展多能互補式電站建設。依托現有和“十四五”規劃建設的電力外送通道，結合通道送電能力和受端地區調峰空間，通過“風光火儲一體化”多能互補模式，支撐大規模新能源電源接入，提升通道利用率和可再生能源電量占比。鼓勵公用、自備燃煤電廠結合火電靈活性改造，配套建設新型儲能設施，增加煤電機組深度調峰和電力系統調頻能力，促進燃煤電廠按照多能互補模式與新能源電源耦合式發展。

在有序發展電網側新型儲能方面，首先，有序發展大電網儲能。在調峰調頻困難或電壓支撐能力不足的關鍵電網節點合理布局新型儲能，提高電網安全穩定運行水平。在用電負荷增速較快、輸電走廊或變電站站址資源緊張地區，合理布局新型儲能，減緩輸變電工程投資。鼓勵結合老舊、退役變電站建設新型儲能試點，發揮存量輸變電設施價值。

其次，因地制宜發展末端電網儲能。在供電能力不足的電網末端和偏遠地區，合理布局建設新型儲能，支撐分布式新能源開發利用，共同保障末端電網和偏遠地區用電需求，解決輸電阻塞、長距離輸變電工程供電不經濟等問題，提升電網供電能力，提高供電可靠性。

鼓勵發展用戶側新型儲能積極發展多元化新型儲能

《意見》指出，鼓勵發展用戶側新型儲能，首先推動建設重要負荷用戶儲能。鼓勵工業、通信、金融、互聯網等供電可靠性要求高的用戶側領域，率先通過分布式能源配置新型儲能，提升用戶電力自平衡能力，提高對大電網的穩定性支撐。支持重要負荷用戶根據用電需求自行建設一批移動式或固定式新型儲能，提升應急供電保障能力。

其次，探索新型儲能聚合應用場景。依托智能充電基礎設施，探索開展有序充電、調峰調頻等電動汽車與電網互動新技術（V2G）應用，試點示范“風光儲充”應用項目。聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施，圍繞微電網、大數據中心、5G基站等新型終端用戶，探索智慧能源、虛擬電廠等多種新型儲能應用場景與商業模式。

在積極發展多元化新型儲能中，首先，推進源網荷儲一體化發展模式。加快推進烏蘭察布“源網荷儲一體化”、通遼“風光火儲制研一體化”項目建設，總結推廣成功經驗，完善新型儲能設計、建設、驗收、檢測、運行、維護等相關標準。在用電負荷集中、新能源資源條件較好的地區，依托電力“源網荷儲一體化”發展模式，推動新型儲能規模化發展和商業化應用。結合負荷靈活調節能力，合理優化新型儲能建設規模。

其次，探索推廣獨立共享儲能模式。在新能源資源較豐富、系統消納能力較差或電網調峰需求較為集中的地區，因地制宜布局建設獨立共享式新型儲能電站。鼓勵發電企業、電網企業和電力用戶租賃、購買儲能電站服務，發揮儲能“一站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展獨立共享儲能應用示范。獨立共享式新型儲能電站應集中建設，電站功率原則上不低于5萬千瓦，時長不低于4小時。

建立健全新型儲能配套政策機制

為了順利實現2025年的各項目標，《意見》指出，將建立健全新型儲能配套政策機制。一是明確獨立市場主體地位。支持新型儲能進入并允許同時參與各類電力市場交易，加快制定新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制。電源側儲能與電源作為一個主體參與電力市場交易，電網側儲能、負荷側儲能、獨立共享儲能作為單一主體參與電力市場交易。

二是建立健全價格機制。新型儲能執行峰谷、尖峰等分時電價政策，支持新型儲能市場主體通過峰谷價差獲取合理收益。研究制定電網側新型儲能電站容量電價機制，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收機制。

三是建立激勵機制。完善調峰輔助服務市場機制，在電力系統有調峰需求時，同等條件下優先調度使用新型儲能。對于建設大規模、高比例、高參數的新型儲能項目和示范應用新技術、新模式的新型儲能項目，在項目備案、并網時序、系統調度運行安排、電力輔助服務補償等方面優先考慮。

四是提升創新能力。加大新型儲能產業技術研發，依托企業、高校、科研院所等開展關鍵核心技術攻關，加快推動新型儲能技術突破，圍繞不同應用場景開展新型儲能集成技術創新應用，試點示范新型儲能相關科技計劃項目。

五是增強產業競爭力。通過重大項目建設引導，提升新型儲能核心技術裝備自主可控水平，重視上下游協同，依托具有自主知識產權和核心競爭力的骨干企業，積極推動從生產、建設、運營到回收的全產業鏈發展。結合資源稟賦、技術優勢、產業基礎、人力資源等條件，積極爭取建設一批國家新型儲能高新技術產業化基地。(林  楚)