内蒙古电网侧新型储能项目投资收益分析

内蒙古独立储能电站投资经济分析及趋势展望2024,4、1202内蒙古电网侧独立储能电站内蒙古电网侧新型储能业务开展背景新型储能具有提高可再生能源利用率、提升电力系统调节能力、缓解电网压力等多方面重要作用，是构建新型电力系统的重要支撑。近年来，国家和自治区相继出台一系列政策支持新型储能发展，新型储能的布局定位、市场交易机制、容量补偿机制等逐渐明晰，其建设发展进入快车道。现行政策机制、市场环境下，明晰新型储能，尤其是电网侧独立新型储能的投资经济性、影响投资的因素、以及未来发l新能源并网比例加速提高高”&“双侧随机性”（冬夏负荷高峰、高比例可再生能源与电力电子设备，发电侧、供电侧随机l2023年12月，国务院印发《关于推动内蒙古高质量发展奋力书l2023年11月，自治区印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》l2023年12月，自治区印发《关于促进新能源消纳若干举措的通知》l内蒙古电力集团公司中长期发展战略—电网跃升工程中，提出要“优化布局新型储能，推侧储能规模达到300万千瓦以上，电网企业需自行承担建设费用，有必要明确其投资经济性影响电网的稳定运行；影响电网电能的质量；影响电网的经电网侧新型储能布局重点考虑四大应用场景：支撑电力保供；提升系统调节能力；支撑高比例新能源“十四五”以来“十四五”以来，我国在新型储能市场地位、盈利模式、发展机制等方面出台了一系列政策，为我国新型储能产业的快速发展提供了有力保障。相较于“十三五”，新型储能的盈利模式与商业模式更为多元式重点提及加快构建现代能源经济体系。完善适应新能源参与的电项目容量补偿机制。开展内蒙古电力市场绿色电力交易。开展大《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》《关于进一步推动新型储能参与电力《电力现货市场基本规则》《关于推动内蒙古高质量发展奋力书区位优势、气候条件等多方面来分析，内蒙古储能的布局都将迎来新的投资风口，紧跟国家发展战略，内蒙古自治区围绕储能时长、电价问题、赢利模式等投资者所关注的问题也相应出台了一系《内蒙古自治区碳达峰实施方案》《源网荷储一体化项目实施细则《支持新型储能发展若干政策《新能源倍增行动实施方案》《内蒙古自治区独立新型储能电站项《内蒙古自治区碳达峰实施方案》《源网荷储一体化项目实施细则《支持新型储能发展若干政策《新能源倍增行动实施方案》《内蒙古自治区独立新型储能电站项《关于组织申报电网侧独立新型储能《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进新能源消纳若干举措的通知》采用高能量密度、高安全性、超长寿命的电化学储能项目和具备物理转动政策利好政策利好根据2023年10月，内蒙古自治区政府印发的《新能源倍增行动实施方案》，力争到2025年，全区新能源发电装机达到1.5亿千瓦以上，发电量达到3000亿千瓦时，均比2022年实现倍增；到2030年，新能源装机规模超过3亿千瓦，发电量接近6000亿千瓦时。以此推算，2023-2030年，内蒙每年平均需要新增3000万千瓦新能源装机。而据统计，当前全区在建和拟建新能源规模超过1.5亿千瓦，约占全国的1/3。政策利好《新能源倍增行动实施方案》厘清独立储能定义和功能定位、拓展多元化应用场景、合理优化项目布局、规范储能电站及配套工程建设、完善市场价格机制、健全调度运行机制、建立容量补偿和共享租赁机制、示范项目申报、加强项目呼和浩特包头鄂尔多斯乌兰察布锡林郭勒巴彦淖尔乌海阿拉善通辽赤峰兴安盟呼伦贝尔呼和浩特包头鄂尔多斯乌兰察布锡林郭勒巴彦淖尔乌海阿拉善通辽赤峰兴安盟呼伦贝尔0通知明确，技术路线选择上包括但不局限于电化学、压缩空气、重力、飞轮等类型；共涉及12个盟市，件下，支持经济性好、容量补偿申报标准低的项目方案；支持采用高能量密度、高安全性、超长寿命的电化学储能项目和具备物理转动惯量的机械储盟市布局区域布局旗县储能容量储能规模（万千瓦时）单体项目申报要求（万千瓦/应用场景呼和浩特可镇新能源汇集区武川县4010/40提升系统调节能力包头百灵新能源汇集区达茂旗3012010/40提升系统调节能力包北-威俊供电区青山区208010/40保障高峰用电需求东河区土右旗鄂尔多斯谷山梁新能源汇集区杭锦旗3012010/40提升系统调节能力万成功新能源汇集区达拉特旗208010/40提升系统调节能力乌兰察布杜尔伯特新能源汇集区四子王旗4010/40提升系统调节能力汗海—德义供电区化德县208010/40保障高峰用电需求2023年12月11日，自治区办公厅发布《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进新能源消纳若干举措的通知》，强调要提升电力系统调节能力：完善储能政策体系，规划建设新型独立储能电站，推动储能发挥新能源消纳作用。制定储能容量补偿机制，完善储能调度运行机制及电力市场交易机制。在电网侧布局建设新型独立储能电站，鼓励新能源配建储能在满足要求的前提下转为电源侧独立储能电站。到外送蒙古国外送华北外送陕西《我国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要内蒙古四大沙漠巴丹吉林沙漠库布齐沙漠乌兰布和沙漠腾格里沙漠巴丹吉林沙漠库布齐沙漠乌兰布和沙漠腾格里沙漠百灵500kV站：百灵地区风电装机385万千------il瓦，光伏装机42万千瓦，地区平峰负荷21万千瓦。受百灵主变上送极限256万千瓦制约，新能源送出受阻22万千瓦，达到5%。I可镇220千伏变电站：可镇地区风电装机容量为97万千瓦，光伏装机为3万千瓦，地区平峰负荷为9万千瓦。目前受川可双回线热稳定控制极限58万千瓦制约，地区新能源送出受阻18万千瓦。可镇变主变规模为2×150MVA，规划可镇变配置储能10万千瓦（4h）进行可镇地区的新能源出力调节，缓解地区新能源送出受限问题。作为国家重要能源和战略资源基地，内蒙可再生能源资源丰富。其中，风能资源14.6亿千瓦、约占全发发个北京市的峰值用电需求。未来，国家将以新型储能为突破口，在蒙西电网率先开展前沿技术、商业模式和政策示范；创新储能配置方式，发挥电网公司技术和调度优势；完善综合支持政策，构建新型储能投资回报和成本疏导长效机制；加强新型电力系统建设统写中国式现代化新篇章的意见》。重点提及加快构建现内蒙古电力市场绿色电力交易。开展大规模风光制氢、内蒙古电网侧独立储能电站投资经济分析自治区《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》指出，电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站在正常运行方式下作为独立市场主体，按市场规则参与电力市场和辅助服务市场交易，自主申报充放电计划。目前“容量补偿+现货市场+辅助服务”已经成为蒙西电网侧独立储能较为确定的盈利模式。补偿：《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》明确，纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元/千瓦时，补偿期暂按10年考虑，如有容量市场或容量电价相关政策出台，按新政策执行。分摊：补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站电网企业按月测算补偿资金规模和各发电侧电源企业分摊标准。电源侧独立储能电站不享受容量补偿。以100MW以100MW/400MWh电站（内蒙古电网侧独立储能时长不低于4h）粗略测算，单日放电量以额定容量的60%计，年运行260天，则年容量补偿金额约超2000万元。《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》指出，电网侧独立储能可参与蒙西电力现货市场，充放电电量电价按相关市场价格执行。独立储能电站向电网送电的，相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，但由系统效率导致损耗成本需考虑在内。据电联新媒数据，蒙西市场试运行以来，据电联新媒数据，蒙西市场试运行以来，发电侧最高出清价格达到每千瓦时1.71元，高峰时段平均出清电价每千瓦时0.64元，峰谷价差平均值0.752元/千瓦时，日最大峰谷价差1549.86元/兆瓦时。现货市场套利收益可观。电力现货市场套利收入计算：量量调频辅助服务：《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则》指出，发电主体可参与二次调频获得收益，收益分为调频容量补偿、调频里程补偿两部分。备用辅助服务：《蒙西电力市场备用辅助服务交易实施细则》指出，满足备用性能测试的市场主体可参与备用辅助服务并获得相应收益，备用辅助服务市场独立于电能量市场进行。市场主体参与收益=中标备用容量*日内出清价格。出于实际需求问题，本次测算暂不考虑备用辅助服务收益。其中，调频里程出清价格范围为2-12元/MW；综合性能指标，分别对AGC单元的调节速率、调节偏差量、响应时间作出了相应规定。K1设上限5，调频综合性能指标最大可达20，但实际运行中，调频中标机组平均综合性能指标在3到4之间，最高调频综合性能未超过10，故本次测算K值取4。2.1储能成本构成全寿命周期成本构成情况。电池储能项目全生命周期成本由投资建设成本、更换成本、运行维护成本和回收价值构成。储能投资成本构成情况。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BatteryManagementSystem，简称BMS）、能量管理系统（EnergyManagementSystem，简称EMS）、储能逆变器（PowerConversionSystem，简称PCS）以及其他电气设备构成。最终应用场景包括电站、电网公司、工商业、家庭户用等。通过储能项目投资内部收益率（IRR）和投资回收期，对蒙西电网独立储能投资经济性进行评估。2.2储能成本现状2.2储能成本现状储能EPC和储能系统中标价格。据储能领跑者联盟数据显示，2023年1-12月，储能EPC中标单价和储能系统中标单价均呈现下降趋势。中国能建2023年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购中，1C标段报价均价1.305元/Wh，0.5C标段报价均价1.056元/Wh，0.25C标段报价均价0.987元/Wh。锂电池成本发展趋势。据能建时代数据显示，2023年磷酸铁锂储能电芯价格与碳酸锂价格走势基本一致，呈现明显的下跌趋势，2024年2月价格已跌至0.43元/Wh。内蒙古电网侧新型储能项目投资收益测算电网侧储能的几种形式及效益测算电网储能项目： 2.压缩空气储能3.电化学储能电网侧储能技术指标对比参数对比压缩空气储能重力储能锂电储能液流电池功率规模储能时长响应时间系统效率稳定特性//建设周期运行年限初始投资度电成本重力储能项目重力储能项目---600MWh综合储能项目技术简介重力储能技术综合了四个成熟重力储能技术综合了四个成熟的产业，并加入了先进的计算机控制技术，创造了一个储能经济的突破口：高级轨迹算法应用计算机视觉材料科学废弃物封存技术专有系统设计技术优势2345重力储能技术可多维度满足客户需求，优于其他储能方案2345机械/热u资本支出、运营支出、生命周期终止u满足GWh/公用事业规模储能需求的能力u供应链本地化u与位置、环境的相关性u操作温度范围u持续时间（2至12+小时）u技术寿命长u安全（无火灾/气体风险）u往返效率（RTE）u能量密度..u废弃物修复u当地制造碳足迹最小化u全生命周期的可持续性技术优势煤灰修复(CCR) 煤灰修复(CCR) 52%在许多其他用途中，粉煤灰已经被循环利用来代替波特兰在许多其他用途中，粉煤灰已经被循环利用来代替波特兰飞灰碎片中间体…48%煤炭消耗每年产生10亿吨煤灰废料。美国清理成本总额估计超过$1500亿美金¹废渣埋填法飞灰碎片中间体…48%煤炭消耗每年产生10亿吨煤灰废料。美国清理成本总额估计超过$1500亿美金¹废渣埋填法煤炭FRP)100% 废渣埋填FRP)100% 废渣埋填风力涡轮机叶片退役（000秒） 法 法累积涡轮叶片累积涡轮叶片涡轮叶片重约3吨，使用寿命约25年煤灰废物和废弃的风力涡轮机叶片可以转化为移动式块状砖块，从而创造经济价值，并显著减少能源库客户的环境责任，而不是最终被填埋循环经济在消除导致全球变暖的环境责任的同时创造了经济价值技术评价重力储能是围绕实现碳中和目标的一项重大技术创新，为推动我国的技术创新能力和推动中美能源领域的技术合作开辟了新的渠道，起到了很好的示范作用。重力储能是一项非常新颖的储能技术路线，为保障技术的示范应用，要全面了解该技术在其它地区不同规模条件下的应用情况。同时，可以考虑利用矿山废弃物作为重力模块的原料，解决北方地区矿山固废的处理难题。重力储能的技术参数非常好，相比抽水蓄能电站具有明显优势，衷心希望重力储能示范项目能够圆满成功，在满足各项经济技术指标的情况下实现全面推广。重力储能技术原理上并不复杂，技术上也是可行的，应重视技术各项核心指标的优化和提升以及全产业链的布局。同时建议将首台套示范项目打造成为零碳的建设项目为更有意义。应用场景 >重力储能向多领域渗透——可应用于电力系统“发输配用”各个环节，主要应用场景在发电侧、电网侧、用户侧。应用场景重力储能+数据中心••为数据中心提供稳定零碳电力。应用场景 >重力储能+风光储氢氨一体化零碳产业基地项目概括一座长110米、宽120米、高148米的储能塔。一座长110米、宽120米、高148米的储能塔。重力储能示范项目——如东100MWh重力储1200MWh综合储能方案1200MWh综合储能方案按照内蒙古自治区能源局文件规定电网侧储储能电站放电功率不低于10万千瓦、连续放电低于4小时，优先考虑能提供物理转动惯量的技术路线”重力储能100MW/600MWh重力储能100MW/600MWh全投资IRR6.54%股本金IRR9.88%全投资IRR6.79%股本金IRR10.压缩空气储能项目压缩空气储能项目---呼市100MW/400MWh项目压缩空气储能安徽芜湖500kW非补燃压缩空气储能工安徽芜湖500kW非补燃压缩空气储能工业试验电站国内外首座实现并网发电的500kW非补燃示范电站，电-电效率当时国际领先（2014，已发电运行的非补燃CAES电站）安徽芜湖500kW、青海西宁100kW非补燃压缩空气储能电站，充分论证了非补燃压缩空气储能技的可行性。江苏金坛60MW盐穴压缩空气储能商业电站于2017年5月获批成为国家能源局示范项目，也是我国压缩空气储能领域唯一的国家示范项目，2022年底已投入运行。江苏金坛60MW盐穴压缩空气储能商业电站一期建设60MW/300MWh二期将建设百万千瓦压缩空气储能电站群，打造大规模清洁物理储能基地储气压力储罐体积充气时间5.5h发电时间青海西宁100kW光热复合压缩空气储能试验电站，通过光热系统提高储热温度，系统电-电效率可达50%以上，开发了基于先进电力电子技术的高速透平发电控制技术，实现快速响应。储气压力储罐体积充气时间4h发电时间呼市武川可镇100MW/400MWh项目拟采用空气储能•武川可镇项目拟选址在武川县城近郊220kV可镇变附近，通•选择该地址，地处城郊、接入系统便利，有利于项目投产后呼市武川可镇100MW/400MWh项目），以2000立方米作为一个储气模块，每个储气模块分为呼市武川可镇100MW/400MWh项目序号项目主要建设内容单价（万元）总价（万元）包含压缩机本体及辅助设备、透平机本体及辅助设备、储换热本体及辅助设备、314961热力系统50155相应设备的安装、厂房等建筑工程以及1热力系统50155安装成本安装成本3513建筑成本15146发电机电气与引出线、配电装置、主控发电机电气与引出线、配电装置、主控及直流系统、厂用电系统等相关设备3645安装成本建筑成本19571590982电气系统/3其他4880与场址有关的单项工程、地基处理工程、建设场地征用及清理费、供水系统等/3其他48805868058680合计/项目序号项目主要建设内容总价（万元）工艺系统焊接钢管、无缝钢管、管件、阀门、支架用钢、安全附件37750土建专业管道基础1465电仪专业电气仪表设备安装、检测及运行管理485合计39700•可镇地面主机部分静态投资5.868亿元，储气库部分静态投资为3.97亿元，系统总静态投资为9.838亿元•建设期12个月，建设期利息约0.1967亿元，项目动态投资为10.0347亿元。呼市武川可镇100MW/400MWh项目呼市武川可镇100MW/400MWh项目•蒙西电力现货市场情况随着光伏装机的不断增长，现货市场价格曲线由于分时价格曲线呈现出明显的规律，有利于储能制定运行策略，一般“一充一放”现货市场峰谷价差拉大。未来随着新能源比例的呼市武川可镇100MW/400MWh项目现货市场收入容量补偿收入按照理论计算值的80%考虑，即平均度电收益按429.6元/MWh计算，考虑储能等效利用次数为按照《储能细则》，纳入自治区示范项目的独立新型储能电站享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时，补偿期不超过10年，容量补偿费用按放电量计算，则项目年容量补偿收项目全年收入约10291万元，全投资内部收益率（税后）为6.21%，资本金内部收益率为---内蒙古大航新能源苏尼特左旗满都拉变200MWh储能电站项目、大航内蒙古锡林郭勒盟阿巴嘎旗200MWh储能电站项目、内蒙古大航新能源正镶白旗朝克温都变200MWh储能电站项目三个项目均位于锡林郭勒盟，为磷酸铁锂电化学储能电站，主设备采用磷酸铁锂储能电池，通过磷酸铁锂的充放电过程完成削峰填谷以及二次调频功率响应。其中正镶白旗项目与阿巴嘎旗项目分别接入电网朝格温都和宝格都110kV变电站，苏尼特右旗项目接入电网温都尔220kV变电站，由于蒙西现货按220kV及以上电压等级节点出清，因此调取苏尼特右旗项目所接入的温都尔220kV节点现货出清价格数据进行收入测算。大型磷酸铁锂电化学储能集成系统（ESS）主要由直流侧（电池PACK）、交流测（PCS与变压器）、BMS、EMS、二次保护系统、消防系统、冷却系统以及其它辅机及部分组成。主流大型储能集成系统一般组装在20ft（6058*2438*2896mm）标准集装箱柜内，便于运输与安装，单柜容量一般在5MWh左右。0159131721252933374145495357616569737781858993从内蒙古电力交易平台中调取温都尔220kV节点自2022年6月1日至2023年7月31日共计426天历史价格数据。从上图中可以只管的看出，对于2小时储能系统，在第51-58出清时段（12：45-14：45）充电，在第82-89出清时段（20：30-220159131721252933374145495357616569737781858993.............................................汇总统计结果如下：①426天充放电最大价差收入为55,141,437元，折合日均约12.94万元；②汇总统计结果如下：①426天充放电最大价差收入为55,141,437元，折合日均约12.94万元；②426天累计充电电量1.286亿度，累计放电电量1.0931亿度，累计放电次数643次，折合日均约1.5次；③度电平均价差（总收入除以充电电量）为0.428元/kWh。量量2022/6/188882022/6/58888......................................................88分析结论：对于本次评估的三个100MW/200MWh电源侧独立储能项目，根据《实施细则》明确给出的盈利渠道，各项收益评估情况如下：（1）现货价差收入根据温都尔220kV节点（苏尼特右旗项目接入点）426天现货历史价格数据进行模拟仿真，项目全年可获得最大现货价差收入约为4724万元（按日均价差12.94万元估算）。（2）调频辅助服务收入根据蒙西调频市场当前需求容量、出清价格和已有规则，参考南方电网最新规则推断即将出台的独立储能参与调频辅助服务市场办法，本次评估项目保守估计全年可获得调频收益在427万元以上。（3）容量租赁收入按照租赁经济性高于自建配储经济性的逻辑推算，结合本项目周边未来保障性新能源项目规划，每个项目可配套约66万千瓦新增保障性项目装机，如全容量签订容量租赁协议，每年可获得至少500万元租赁收入。以上三项收入合计为5471万元/年（首年）。纳入内蒙古第一批电网侧独立新型储能电站示范项目清单：19个项目，总规模1.87/7.56GWh，总投资约111亿元。1.从投产时间来看：2024年计划投产161万千瓦，2025年计划投产26万千瓦。2.分区域来看：蒙西地区15个项目装机容量150万千瓦；蒙东地区4个项目、装机容量37万千瓦；3.分技术路线来看：单一技术路线储能项目12个，混合储能项目7个，锂离子电池储能147.25万千瓦，压缩空气储能26万千瓦，钠离子电池储能10.75万千瓦，液流电池储能3万千瓦；4.储能时长方面：4小时项目18个，8小时项目1个；项目容量补偿：0.3-0.35元/kWh。文件还明确要求，示范项目业主要合理安排建设工期，确保项目在规定的时间内建成投产。锂离子电池、钠离子电池、液流电池等电化学储能应于2024年建成投产，蒙西区域内项目要力争2024年8月底前建成投产，蒙东区域内项目要力争2024年10月底前建成投产；压缩空气等其他形式储能应于2025年建成投产。60MW/2400MWH我们以1座独立储能电站为例进100MW/400MWH根据《内蒙古自治区电网侧独立新型储能电站示范项目实施细则》，示范项目收益模式为电力现货市场+辅助服务市场+容量补偿（按放电量计算）。根据2023年09月07日国家发展改革委国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知发改能源规〔2023〕1217号，其中第六十五条规定“现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种”。考虑本站收益模式为电力现货市场+容量补偿。目前，蒙西市场内独立参与交易的新型储能电站仅有1家，为察哈尔右翼后旗景通新能源有限公司（简称“景通红丰”），充放电容量30MW（60MWh/2h)，实际达产运行容量3.45MW，该项目通过自主申报充放电曲线方式参与现货市场电能量交易。自2022年11月景通红丰入市以来，到2023年7月底累计放电电量98.5万千瓦时，市场售电费用74.8万元，充电电量73.5万千瓦时（2023年4月前未统计），市场购电费用29.0万元（2023年4月前未统计）。其中2023年7月放电电量21.4万千瓦时，放电价格1.009元/千瓦时，放电费用21.6万元，用电电量25.0万千瓦时，购电价格0.558元/千瓦时，购电费用14.0万元，7月盈利7.6万元。售电购电价格方面，结合上述数据分析，暂按7月份数据考虑为年平均数据，即放电价格1.009元/千瓦时，购电价格0.558元/千瓦时。年平均调用次数方面，按7月份折算一年数据，为360次左右；按11月底至7月份的数据折算一年数据，为320次左右。考虑到本项目为4小时系统，暂定按300次考虑。横向对比其他省份数据，以山东数据为例，年均峰谷电价差可达到0.5元/kW·h；充放电次数平均为270次/年。综上，本工程年均峰谷价差暂按0.43元/Wh；充放