近日，内蒙古自治区能源局发布《关于加快新型储能建设的通知》(以下简称《通知》)，提出对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，2025年度补偿标准为0.35元/千瓦时，执行时间为10年。

　　内蒙古自治区能源局相关人士介绍，在2025年6月底前开工并在年底前投产的新型储能电站放电量补偿标准为0.35元/千瓦时。容量补偿创全国两个第一：补偿标准最高、补偿时间最长，完整覆盖电化学储能电站运行周期，能够减轻企业负担，提高投资回报率，提高项目业主单位建设积极性。同时激励社会资本落地建设独立新型储能电站。

　　该政策的出台极大地提振了储能行业发展信心。尤其是在国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(136号文)叫停新能源强制配储后，市场对储能项目出现观望或延迟投资的背景下，内蒙古及时出台《通知》，解决了固定资产投资风险问题，确保项目收益预期，为后续储能产业发展提供路径方案。

　　◆储能发展有“真需求”

　　内蒙古新能源资源得天独厚，风能和太阳能资源分别占全国开发总量的57%和21%。近年来，内蒙古新能源总装机、新增装机、发电量均居全国第一，配建储能是增强电网稳定性、促进新能源有序上网、推动其在更大范围消纳的重要保障。

　　“今年内蒙古力争新增新能源并网装机4000万千瓦，亟须新型储能平抑新能源波动、提升消纳能力、增强并网性能。储能有真需求，且需求量较大。”业内人士称，“136号文”叫停新能源强制配储后，业内有待重建新的决策模型。“内蒙古及时出台容量补偿政策，在关键时刻很好地回答了储能产业后续发展的关键问题，相关厂家、投资方蜂拥而至、投资问询，市场反应热烈。”

　　“136号文”叫停新能源强制配储，短期必然对储能市场造成冲击。对市场新增主力的独立储能而言，新能源发电企业为了满足并网要求而购买/租赁储能设施调峰能力的支出或出现锐减。出台新型储能容量补偿机制具有迫切性。

　　华北电力大学教授郑华向《中国能源报》记者介绍，内蒙古的独立储能多为磷酸铁锂电池储能，按项目中标度电成本走势来看，现行0.35元/千瓦时的补偿标准，具有较强吸引力。

　　◆新政创新管理模式

　　内蒙古在探索新型储能运行模式上一直走在全国前列，构建起以容量补偿机制为基础，蒙西“容量补偿+现货交易”、蒙东“容量补偿+辅助服务”的盈利机制。

　　早在2023年，内蒙古自治区能源局发布《独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》，明确纳入示范项目的电网侧独立储能享受容量补偿。彼时，政策要求仍区分电网侧与电源侧储能，电源侧储能通过容量租赁、出售容量等方式获得收益。《通知》进一步取消了电源侧和电网侧划分，独立储能电站均享受容量补偿。

　　“基于是否享受配置新能源指标、应用场景和功能定位不同原因，独立储能从管理上划分为电网侧和电源侧独立储能，使得电源侧独立储能和电网侧独立储能享受不同的容量租赁或容量补偿等政策支撑。从参与电力市场机制或准入而言，各地对二者并无本质差异化要求或规范。”郑华指出，随着“136号文”的颁布，强制配储转为自由配储，独立储能必然回归商业本质，简化管理。

　　独立储能区别于新能源配储或者火电厂联合设立的储能形式，可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。通过共享互联和统一调度，可实现更大的新能源出力效率和投资效益。

　　《通知》要求，对于纳入自治区独立新型储能规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿。以“放电量”执行补偿，而不是“装机量”补偿，补偿标准一年一定。可以真实反映储能的有效容量价值，避免项目享受容量补偿后出现“躺平”情况，促进不同技术路线之间的良性竞争。

　　郑华认为，磷酸铁锂电池储能存在标称功率和容量难于动态监测问题，在运行中难以像传统火电机组一样实现在线监测和检测，因此，采用放电量补偿更为简单有效。

　　◆过渡政策路线

　　事实上，业内早已反映同为电网调节资源，国家已经出台抽水蓄能容量电价机制。但发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。

　　目前，抽水蓄能以两部制电价政策为主，其中容量电价可以形象地理解为固定电话的座机费，用于补偿储能设施的固定资产投资;电量电价类似电话费，企业以实际发生的交易电量获得收入。

　　近年来，甘肃、新疆、山东、河北等地陆续探索出台针对新型储能的容量补偿或电价政策，比如，甘肃电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，补偿上限是300元/兆瓦·日;新疆为独立储能提供0.2元/千瓦时的容量补偿，2024年补偿标准调整为0.16元/千瓦时，2025年补偿标准进一步退坡至0.128元/千瓦时。

　　“在缺乏长效的电力市场机制和盈利模式下，各地容量补偿力度不足，补偿收效甚微。”业内专家向《中国能源报》记者指出，容量电价可有效应对安全调节不确定性带来的储能收入不确定性，受到储能企业热捧。但是，超过电网灵活调节资源需求量过度采用这一商业模式将拉高电力系统安全调节总成本，增加全体电力用户负担。

　　《通知》明确补偿费用，以月度为周期在发电机组(厂站)间根据装机容量分摊。电网企业按月测算补偿资金规模和各发电机组(厂站)的分摊费用，向各发电厂发布。“单位容量实际发电能力和对电网贡献度来看，煤电容量效果最佳、光伏最差，从电力系统运行经济性角度，容量效果最差电源理应承担更多成本。同时，用户电价承受能力有限，只能让电源侧分摊。”业内人士称。

　　◆最终走向市场化

　　各地容量补偿政策对储能发展利好，但加快容量市场建设更符合长远发展。

　　“容量补偿机制以政府定价为主，这种确定性的补偿价格难以反映电力系统中长期容量需求的周期性变化以及市场技术创新，长期看容易造成资源错配。应该是通过市场化手段来解决，建立容量市场。”业内专家指出，这个容量市场中不再区分技术路线，灵活性煤电、气电、新能源、储能(抽蓄、新型储能)等各类调节资源都可参与。

　　国家发改委、国家能源局印发的《电力现货市场基本规则(试行)》明确要求，各地结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。开展现货市场的地区，要做好市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。具备条件时，可探索建立容量市场。

　　“容量补偿机制最终都要过渡到容量市场。”业内专家指出，目前，我国容量市场在加紧研究中，其中一项重要环节就是对中长期容量需求进行预测，通过竞价形成价格，但我国缺乏成熟的容量需求曲线设计、市场出清规则和考核机制。不同类型调节资源的贡献度、有效容量评估存在困难，难以直接对标煤电，需要建立科学的测算方法。部分区域、领域已建立容量补偿，过渡到市场化需要打破现有利益格局，会遭遇一定阻力。整体来看，平衡宏观调控和市场机制，确保各类电源公平竞争，是容量市场建设的焦点和难点。

　　业内专家建议，分步骤、分阶段推进容量市场建设。短期持续完善各地容量补偿机制，逐步引入市场化元素，比如，山东对多类资源按可靠容量补偿;中期在现货市场成熟地区开展区域容量市场试点;长期致力于建立全国统一容量市场，统筹优化各类资源，以经济最优方式实现最高调节能力提升。