內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目投資收益分析

內(nèi)蒙古獨立儲能電站投資經(jīng)濟分析及趨勢展望2024,4、1202內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)新型儲能業(yè)務開展背景新型儲能具有提高可再生能源利用率、提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、緩解電網(wǎng)壓力等多方面重要作用，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。近年來，國家和自治區(qū)相繼出臺一系列政策支持新型儲能發(fā)展，新型儲能的布局定位、市場交易機制、容量補償機制等逐漸明晰，其建設(shè)發(fā)展進入快車道?，F(xiàn)行政策機制、市場環(huán)境下，明晰新型儲能，尤其是電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能的投資經(jīng)濟性、影響投資的因素、以及未來發(fā)l新能源并網(wǎng)比例加速提高高”&“雙側(cè)隨機性”（冬夏負荷高峰、高比例可再生能源與電力電子設(shè)備，發(fā)電側(cè)、供電側(cè)隨機l2023年12月，國務院印發(fā)《關(guān)于推動內(nèi)蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書l2023年11月，自治區(qū)印發(fā)《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則》l2023年12月，自治區(qū)印發(fā)《關(guān)于促進新能源消納若干舉措的通知》l內(nèi)蒙古電力集團公司中長期發(fā)展戰(zhàn)略—電網(wǎng)躍升工程中，提出要“優(yōu)化布局新型儲能，推側(cè)儲能規(guī)模達到300萬千瓦以上，電網(wǎng)企業(yè)需自行承擔建設(shè)費用，有必要明確其投資經(jīng)濟性影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運行；影響電網(wǎng)電能的質(zhì)量；影響電網(wǎng)的經(jīng)電網(wǎng)側(cè)新型儲能布局重點考慮四大應用場景：支撐電力保供；提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力；支撐高比例新能源“十四五”以來“十四五”以來，我國在新型儲能市場地位、盈利模式、發(fā)展機制等方面出臺了一系列政策，為我國新型儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展提供了有力保障。相較于“十三五”，新型儲能的盈利模式與商業(yè)模式更為多元式重點提及加快構(gòu)建現(xiàn)代能源經(jīng)濟體系。完善適應新能源參與的電項目容量補償機制。開展內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易。開展大《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》《電力輔助服務管理辦法》《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》《關(guān)于推動內(nèi)蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書區(qū)位優(yōu)勢、氣候條件等多方面來分析，內(nèi)蒙古儲能的布局都將迎來新的投資風口，緊跟國家發(fā)展戰(zhàn)略，內(nèi)蒙古自治區(qū)圍繞儲能時長、電價問題、贏利模式等投資者所關(guān)注的問題也相應出臺了一系《內(nèi)蒙古自治區(qū)碳達峰實施方案》《源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則《支持新型儲能發(fā)展若干政策《新能源倍增行動實施方案》《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項《內(nèi)蒙古自治區(qū)碳達峰實施方案》《源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則《支持新型儲能發(fā)展若干政策《新能源倍增行動實施方案》《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項《關(guān)于組織申報電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能《內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關(guān)于促進新能源消納若干舉措的通知》采用高能量密度、高安全性、超長壽命的電化學儲能項目和具備物理轉(zhuǎn)動政策利好政策利好根據(jù)2023年10月，內(nèi)蒙古自治區(qū)政府印發(fā)的《新能源倍增行動實施方案》，力爭到2025年，全區(qū)新能源發(fā)電裝機達到1.5億千瓦以上，發(fā)電量達到3000億千瓦時，均比2022年實現(xiàn)倍增；到2030年，新能源裝機規(guī)模超過3億千瓦，發(fā)電量接近6000億千瓦時。以此推算，2023-2030年，內(nèi)蒙每年平均需要新增3000萬千瓦新能源裝機。而據(jù)統(tǒng)計，當前全區(qū)在建和擬建新能源規(guī)模超過1.5億千瓦，約占全國的1/3。政策利好《新能源倍增行動實施方案》厘清獨立儲能定義和功能定位、拓展多元化應用場景、合理優(yōu)化項目布局、規(guī)范儲能電站及配套工程建設(shè)、完善市場價格機制、健全調(diào)度運行機制、建立容量補償和共享租賃機制、示范項目申報、加強項目呼和浩特包頭鄂爾多斯烏蘭察布錫林郭勒巴彥淖爾烏海阿拉善通遼赤峰興安盟呼倫貝爾呼和浩特包頭鄂爾多斯烏蘭察布錫林郭勒巴彥淖爾烏海阿拉善通遼赤峰興安盟呼倫貝爾0通知明確，技術(shù)路線選擇上包括但不局限于電化學、壓縮空氣、重力、飛輪等類型；共涉及12個盟市，件下，支持經(jīng)濟性好、容量補償申報標準低的項目方案；支持采用高能量密度、高安全性、超長壽命的電化學儲能項目和具備物理轉(zhuǎn)動慣量的機械儲盟市布局區(qū)域布局旗縣儲能容量儲能規(guī)模（萬千瓦時）單體項目申報要求（萬千瓦/應用場景呼和浩特可鎮(zhèn)新能源匯集區(qū)武川縣4010/40提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力包頭百靈新能源匯集區(qū)達茂旗3012010/40提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力包北-威俊供電區(qū)青山區(qū)208010/40保障高峰用電需求東河區(qū)土右旗鄂爾多斯谷山梁新能源匯集區(qū)杭錦旗3012010/40提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力萬成功新能源匯集區(qū)達拉特旗208010/40提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力烏蘭察布杜爾伯特新能源匯集區(qū)四子王旗4010/40提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力汗?！铝x供電區(qū)化德縣208010/40保障高峰用電需求2023年12月11日，自治區(qū)辦公廳發(fā)布《內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關(guān)于促進新能源消納若干舉措的通知》，強調(diào)要提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力：完善儲能政策體系，規(guī)劃建設(shè)新型獨立儲能電站，推動儲能發(fā)揮新能源消納作用。制定儲能容量補償機制，完善儲能調(diào)度運行機制及電力市場交易機制。在電網(wǎng)側(cè)布局建設(shè)新型獨立儲能電站，鼓勵新能源配建儲能在滿足要求的前提下轉(zhuǎn)為電源側(cè)獨立儲能電站。到外送蒙古國外送華北外送陜西《我國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要內(nèi)蒙古四大沙漠巴丹吉林沙漠庫布齊沙漠烏蘭布和沙漠騰格里沙漠巴丹吉林沙漠庫布齊沙漠烏蘭布和沙漠騰格里沙漠百靈500kV站：百靈地區(qū)風電裝機385萬千------il瓦，光伏裝機42萬千瓦，地區(qū)平峰負荷21萬千瓦。受百靈主變上送極限256萬千瓦制約，新能源送出受阻22萬千瓦，達到5%。I可鎮(zhèn)220千伏變電站：可鎮(zhèn)地區(qū)風電裝機容量為97萬千瓦，光伏裝機為3萬千瓦，地區(qū)平峰負荷為9萬千瓦。目前受川可雙回線熱穩(wěn)定控制極限58萬千瓦制約，地區(qū)新能源送出受阻18萬千瓦。可鎮(zhèn)變主變規(guī)模為2×150MVA，規(guī)劃可鎮(zhèn)變配置儲能10萬千瓦（4h）進行可鎮(zhèn)地區(qū)的新能源出力調(diào)節(jié)，緩解地區(qū)新能源送出受限問題。作為國家重要能源和戰(zhàn)略資源基地，內(nèi)蒙可再生能源資源豐富。其中，風能資源14.6億千瓦、約占全發(fā)發(fā)個北京市的峰值用電需求。未來，國家將以新型儲能為突破口，在蒙西電網(wǎng)率先開展前沿技術(shù)、商業(yè)模式和政策示范；創(chuàng)新儲能配置方式，發(fā)揮電網(wǎng)公司技術(shù)和調(diào)度優(yōu)勢；完善綜合支持政策，構(gòu)建新型儲能投資回報和成本疏導長效機制；加強新型電力系統(tǒng)建設(shè)統(tǒng)寫中國式現(xiàn)代化新篇章的意見》。重點提及加快構(gòu)建現(xiàn)內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易。開展大規(guī)模風光制氫、內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站投資經(jīng)濟分析自治區(qū)《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站和電源側(cè)獨立儲能電站在正常運行方式下作為獨立市場主體，按市場規(guī)則參與電力市場和輔助服務市場交易，自主申報充放電計劃。目前“容量補償+現(xiàn)貨市場+輔助服務”已經(jīng)成為蒙西電網(wǎng)側(cè)獨立儲能較為確定的盈利模式。補償：《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則》明確，納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站享受容量補償，補償標準按放電量計算，補償上限暫按0.35元/千瓦時，補償期暫按10年考慮，如有容量市場或容量電價相關(guān)政策出臺，按新政策執(zhí)行。分攤：補償所需資金暫由發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分攤（不包括分散式分布式電源、光伏扶貧電站電網(wǎng)企業(yè)按月測算補償資金規(guī)模和各發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分攤標準。電源側(cè)獨立儲能電站不享受容量補償。以100MW以100MW/400MWh電站（內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)獨立儲能時長不低于4h）粗略測算，單日放電量以額定容量的60%計，年運行260天，則年容量補償金額約超2000萬元。《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能可參與蒙西電力現(xiàn)貨市場，充放電電量電價按相關(guān)市場價格執(zhí)行。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，相應的充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，但由系統(tǒng)效率導致?lián)p耗成本需考慮在內(nèi)。據(jù)電聯(lián)新媒數(shù)據(jù)，蒙西市場試運行以來，據(jù)電聯(lián)新媒數(shù)據(jù)，蒙西市場試運行以來，發(fā)電側(cè)最高出清價格達到每千瓦時1.71元，高峰時段平均出清電價每千瓦時0.64元，峰谷價差平均值0.752元/千瓦時，日最大峰谷價差1549.86元/兆瓦時?，F(xiàn)貨市場套利收益可觀。電力現(xiàn)貨市場套利收入計算：量量調(diào)頻輔助服務：《蒙西電力市場調(diào)頻輔助服務交易實施細則》指出，發(fā)電主體可參與二次調(diào)頻獲得收益，收益分為調(diào)頻容量補償、調(diào)頻里程補償兩部分。備用輔助服務：《蒙西電力市場備用輔助服務交易實施細則》指出，滿足備用性能測試的市場主體可參與備用輔助服務并獲得相應收益，備用輔助服務市場獨立于電能量市場進行。市場主體參與收益=中標備用容量*日內(nèi)出清價格。出于實際需求問題，本次測算暫不考慮備用輔助服務收益。其中，調(diào)頻里程出清價格范圍為2-12元/MW；綜合性能指標，分別對AGC單元的調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)偏差量、響應時間作出了相應規(guī)定。K1設(shè)上限5，調(diào)頻綜合性能指標最大可達20，但實際運行中，調(diào)頻中標機組平均綜合性能指標在3到4之間，最高調(diào)頻綜合性能未超過10，故本次測算K值取4。2.1儲能成本構(gòu)成全壽命周期成本構(gòu)成情況。電池儲能項目全生命周期成本由投資建設(shè)成本、更換成本、運行維護成本和回收價值構(gòu)成。儲能投資成本構(gòu)成情況。電化學儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BatteryManagementSystem，簡稱BMS）、能量管理系統(tǒng)（EnergyManagementSystem，簡稱EMS）、儲能逆變器（PowerConversionSystem，簡稱PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。最終應用場景包括電站、電網(wǎng)公司、工商業(yè)、家庭戶用等。通過儲能項目投資內(nèi)部收益率（IRR）和投資回收期，對蒙西電網(wǎng)獨立儲能投資經(jīng)濟性進行評估。2.2儲能成本現(xiàn)狀2.2儲能成本現(xiàn)狀儲能EPC和儲能系統(tǒng)中標價格。據(jù)儲能領(lǐng)跑者聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，2023年1-12月，儲能EPC中標單價和儲能系統(tǒng)中標單價均呈現(xiàn)下降趨勢。中國能建2023年度磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)集中采購中，1C標段報價均價1.305元/Wh，0.5C標段報價均價1.056元/Wh，0.25C標段報價均價0.987元/Wh。鋰電池成本發(fā)展趨勢。據(jù)能建時代數(shù)據(jù)顯示，2023年磷酸鐵鋰儲能電芯價格與碳酸鋰價格走勢基本一致，呈現(xiàn)明顯的下跌趨勢，2024年2月價格已跌至0.43元/Wh。內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目投資收益測算電網(wǎng)側(cè)儲能的幾種形式及效益測算電網(wǎng)儲能項目： 2.壓縮空氣儲能3.電化學儲能電網(wǎng)側(cè)儲能技術(shù)指標對比參數(shù)對比壓縮空氣儲能重力儲能鋰電儲能液流電池功率規(guī)模儲能時長響應時間系統(tǒng)效率穩(wěn)定特性//建設(shè)周期運行年限初始投資度電成本重力儲能項目重力儲能項目---600MWh綜合儲能項目技術(shù)簡介重力儲能技術(shù)綜合了四個成熟重力儲能技術(shù)綜合了四個成熟的產(chǎn)業(yè)，并加入了先進的計算機控制技術(shù)，創(chuàng)造了一個儲能經(jīng)濟的突破口：高級軌跡算法應用計算機視覺材料科學廢棄物封存技術(shù)專有系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)優(yōu)勢2345重力儲能技術(shù)可多維度滿足客戶需求，優(yōu)于其他儲能方案2345機械/熱u資本支出、運營支出、生命周期終止u滿足GWh/公用事業(yè)規(guī)模儲能需求的能力u供應鏈本地化u與位置、環(huán)境的相關(guān)性u操作溫度范圍u持續(xù)時間（2至12+小時）u技術(shù)壽命長u安全（無火災/氣體風險）u往返效率（RTE）u能量密度..u廢棄物修復u當?shù)刂圃焯甲阚E最小化u全生命周期的可持續(xù)性技術(shù)優(yōu)勢煤灰修復(CCR) 煤灰修復(CCR) 52%在許多其他用途中，粉煤灰已經(jīng)被循環(huán)利用來代替波特蘭在許多其他用途中，粉煤灰已經(jīng)被循環(huán)利用來代替波特蘭飛灰碎片中間體…48%煤炭消耗每年產(chǎn)生10億噸煤灰廢料。美國清理成本總額估計超過$1500億美金1廢渣埋填法飛灰碎片中間體…48%煤炭消耗每年產(chǎn)生10億噸煤灰廢料。美國清理成本總額估計超過$1500億美金1廢渣埋填法煤炭FRP)100% 廢渣埋填FRP)100% 廢渣埋填風力渦輪機葉片退役（000秒） 法 法累積渦輪葉片累積渦輪葉片渦輪葉片重約3噸，使用壽命約25年煤灰廢物和廢棄的風力渦輪機葉片可以轉(zhuǎn)化為移動式塊狀磚塊，從而創(chuàng)造經(jīng)濟價值，并顯著減少能源庫客戶的環(huán)境責任，而不是最終被填埋循環(huán)經(jīng)濟在消除導致全球變暖的環(huán)境責任的同時創(chuàng)造了經(jīng)濟價值技術(shù)評價重力儲能是圍繞實現(xiàn)碳中和目標的一項重大技術(shù)創(chuàng)新，為推動我國的技術(shù)創(chuàng)新能力和推動中美能源領(lǐng)域的技術(shù)合作開辟了新的渠道，起到了很好的示范作用。重力儲能是一項非常新穎的儲能技術(shù)路線，為保障技術(shù)的示范應用，要全面了解該技術(shù)在其它地區(qū)不同規(guī)模條件下的應用情況。同時，可以考慮利用礦山廢棄物作為重力模塊的原料，解決北方地區(qū)礦山固廢的處理難題。重力儲能的技術(shù)參數(shù)非常好，相比抽水蓄能電站具有明顯優(yōu)勢，衷心希望重力儲能示范項目能夠圓滿成功，在滿足各項經(jīng)濟技術(shù)指標的情況下實現(xiàn)全面推廣。重力儲能技術(shù)原理上并不復雜，技術(shù)上也是可行的，應重視技術(shù)各項核心指標的優(yōu)化和提升以及全產(chǎn)業(yè)鏈的布局。同時建議將首臺套示范項目打造成為零碳的建設(shè)項目為更有意義。應用場景 >重力儲能向多領(lǐng)域滲透——可應用于電力系統(tǒng)“發(fā)輸配用”各個環(huán)節(jié)，主要應用場景在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)。應用場景重力儲能+數(shù)據(jù)中心??為數(shù)據(jù)中心提供穩(wěn)定零碳電力。應用場景 >重力儲能+風光儲氫氨一體化零碳產(chǎn)業(yè)基地項目概括一座長110米、寬120米、高148米的儲能塔。一座長110米、寬120米、高148米的儲能塔。重力儲能示范項目——如東100MWh重力儲1200MWh綜合儲能方案1200MWh綜合儲能方案按照內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局文件規(guī)定電網(wǎng)側(cè)儲儲能電站放電功率不低于10萬千瓦、連續(xù)放電低于4小時，優(yōu)先考慮能提供物理轉(zhuǎn)動慣量的技術(shù)路線”重力儲能100MW/600MWh重力儲能100MW/600MWh全投資IRR6.54%股本金IRR9.88%全投資IRR6.79%股本金IRR10.壓縮空氣儲能項目壓縮空氣儲能項目---呼市100MW/400MWh項目壓縮空氣儲能安徽蕪湖500kW非補燃壓縮空氣儲能工安徽蕪湖500kW非補燃壓縮空氣儲能工業(yè)試驗電站國內(nèi)外首座實現(xiàn)并網(wǎng)發(fā)電的500kW非補燃示范電站，電-電效率當時國際領(lǐng)先（2014，已發(fā)電運行的非補燃CAES電站）安徽蕪湖500kW、青海西寧100kW非補燃壓縮空氣儲能電站，充分論證了非補燃壓縮空氣儲能技的可行性。江蘇金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能商業(yè)電站于2017年5月獲批成為國家能源局示范項目，也是我國壓縮空氣儲能領(lǐng)域唯一的國家示范項目，2022年底已投入運行。江蘇金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能商業(yè)電站一期建設(shè)60MW/300MWh二期將建設(shè)百萬千瓦壓縮空氣儲能電站群，打造大規(guī)模清潔物理儲能基地儲氣壓力儲罐體積充氣時間5.5h發(fā)電時間青海西寧100kW光熱復合壓縮空氣儲能試驗電站，通過光熱系統(tǒng)提高儲熱溫度，系統(tǒng)電-電效率可達50%以上，開發(fā)了基于先進電力電子技術(shù)的高速透平發(fā)電控制技術(shù)，實現(xiàn)快速響應。儲氣壓力儲罐體積充氣時間4h發(fā)電時間呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目擬采用空氣儲能?武川可鎮(zhèn)項目擬選址在武川縣城近郊220kV可鎮(zhèn)變附近，通?選擇該地址，地處城郊、接入系統(tǒng)便利，有利于項目投產(chǎn)后呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目），以2000立方米作為一個儲氣模塊，每個儲氣模塊分為呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目序號項目主要建設(shè)內(nèi)容單價（萬元）總價（萬元）包含壓縮機本體及輔助設(shè)備、透平機本體及輔助設(shè)備、儲換熱本體及輔助設(shè)備、314961熱力系統(tǒng)50155相應設(shè)備的安裝、廠房等建筑工程以及1熱力系統(tǒng)50155安裝成本安裝成本3513建筑成本15146發(fā)電機電氣與引出線、配電裝置、主控發(fā)電機電氣與引出線、配電裝置、主控及直流系統(tǒng)、廠用電系統(tǒng)等相關(guān)設(shè)備3645安裝成本建筑成本19571590982電氣系統(tǒng)/3其他4880與場址有關(guān)的單項工程、地基處理工程、建設(shè)場地征用及清理費、供水系統(tǒng)等/3其他48805868058680合計/項目序號項目主要建設(shè)內(nèi)容總價（萬元）工藝系統(tǒng)焊接鋼管、無縫鋼管、管件、閥門、支架用鋼、安全附件37750土建專業(yè)管道基礎(chǔ)1465電儀專業(yè)電氣儀表設(shè)備安裝、檢測及運行管理485合計39700?可鎮(zhèn)地面主機部分靜態(tài)投資5.868億元，儲氣庫部分靜態(tài)投資為3.97億元，系統(tǒng)總靜態(tài)投資為9.838億元?建設(shè)期12個月，建設(shè)期利息約0.1967億元，項目動態(tài)投資為10.0347億元。呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目?蒙西電力現(xiàn)貨市場情況隨著光伏裝機的不斷增長，現(xiàn)貨市場價格曲線由于分時價格曲線呈現(xiàn)出明顯的規(guī)律，有利于儲能制定運行策略，一般“一充一放”現(xiàn)貨市場峰谷價差拉大。未來隨著新能源比例的呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目現(xiàn)貨市場收入容量補償收入按照理論計算值的80%考慮，即平均度電收益按429.6元/MWh計算，考慮儲能等效利用次數(shù)為按照《儲能細則》，納入自治區(qū)示范項目的獨立新型儲能電站享受容量補償，補償上限為0.35元/千瓦時，補償期不超過10年，容量補償費用按放電量計算，則項目年容量補償收項目全年收入約10291萬元，全投資內(nèi)部收益率（稅后）為6.21%，資本金內(nèi)部收益率為---內(nèi)蒙古大航新能源蘇尼特左旗滿都拉變200MWh儲能電站項目、大航內(nèi)蒙古錫林郭勒盟阿巴嘎旗200MWh儲能電站項目、內(nèi)蒙古大航新能源正鑲白旗朝克溫都變200MWh儲能電站項目三個項目均位于錫林郭勒盟，為磷酸鐵鋰電化學儲能電站，主設(shè)備采用磷酸鐵鋰儲能電池，通過磷酸鐵鋰的充放電過程完成削峰填谷以及二次調(diào)頻功率響應。其中正鑲白旗項目與阿巴嘎旗項目分別接入電網(wǎng)朝格溫都和寶格都110kV變電站，蘇尼特右旗項目接入電網(wǎng)溫都爾220kV變電站，由于蒙西現(xiàn)貨按220kV及以上電壓等級節(jié)點出清，因此調(diào)取蘇尼特右旗項目所接入的溫都爾220kV節(jié)點現(xiàn)貨出清價格數(shù)據(jù)進行收入測算。大型磷酸鐵鋰電化學儲能集成系統(tǒng)（ESS）主要由直流側(cè)（電池PACK）、交流測（PCS與變壓器）、BMS、EMS、二次保護系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、冷卻系統(tǒng)以及其它輔機及部分組成。主流大型儲能集成系統(tǒng)一般組裝在20ft（6058*2438*2896mm）標準集裝箱柜內(nèi)，便于運輸與安裝，單柜容量一般在5MWh左右。0159131721252933374145495357616569737781858993從內(nèi)蒙古電力交易平臺中調(diào)取溫都爾220kV節(jié)點自2022年6月1日至2023年7月31日共計426天歷史價格數(shù)據(jù)。從上圖中可以只管的看出，對于2小時儲能系統(tǒng)，在第51-58出清時段（12：45-14：45）充電，在第82-89出清時段（20：30-220159131721252933374145495357616569737781858993.............................................匯總統(tǒng)計結(jié)果如下：①426天充放電最大價差收入為55,141,437元，折合日均約12.94萬元；②匯總統(tǒng)計結(jié)果如下：①426天充放電最大價差收入為55,141,437元，折合日均約12.94萬元；②426天累計充電電量1.286億度，累計放電電量1.0931億度，累計放電次數(shù)643次，折合日均約1.5次；③度電平均價差（總收入除以充電電量）為0.428元/kWh。量量2022/6/188882022/6/58888......................................................88分析結(jié)論：對于本次評估的三個100MW/200MWh電源側(cè)獨立儲能項目，根據(jù)《實施細則》明確給出的盈利渠道，各項收益評估情況如下：（1）現(xiàn)貨價差收入根據(jù)溫都爾220kV節(jié)點（蘇尼特右旗項目接入點）426天現(xiàn)貨歷史價格數(shù)據(jù)進行模擬仿真，項目全年可獲得最大現(xiàn)貨價差收入約為4724萬元（按日均價差12.94萬元估算）。（2）調(diào)頻輔助服務收入根據(jù)蒙西調(diào)頻市場當前需求容量、出清價格和已有規(guī)則，參考南方電網(wǎng)最新規(guī)則推斷即將出臺的獨立儲能參與調(diào)頻輔助服務市場辦法，本次評估項目保守估計全年可獲得調(diào)頻收益在427萬元以上。（3）容量租賃收入按照租賃經(jīng)濟性高于自建配儲經(jīng)濟性的邏輯推算，結(jié)合本項目周邊未來保障性新能源項目規(guī)劃，每個項目可配套約66萬千瓦新增保障性項目裝機，如全容量簽訂容量租賃協(xié)議，每年可獲得至少500萬元租賃收入。以上三項收入合計為5471萬元/年（首年）。納入內(nèi)蒙古第一批電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站示范項目清單：19個項目，總規(guī)模1.87/7.56GWh，總投資約111億元。1.從投產(chǎn)時間來看：2024年計劃投產(chǎn)161萬千瓦，2025年計劃投產(chǎn)26萬千瓦。2.分區(qū)域來看：蒙西地區(qū)15個項目裝機容量150萬千瓦；蒙東地區(qū)4個項目、裝機容量37萬千瓦；3.分技術(shù)路線來看：單一技術(shù)路線儲能項目12個，混合儲能項目7個，鋰離子電池儲能147.25萬千瓦，壓縮空氣儲能26萬千瓦，鈉離子電池儲能10.75萬千瓦，液流電池儲能3萬千瓦；4.儲能時長方面：4小時項目18個，8小時項目1個；項目容量補償：0.3-0.35元/kWh。文件還明確要求，示范項目業(yè)主要合理安排建設(shè)工期，確保項目在規(guī)定的時間內(nèi)建成投產(chǎn)。鋰離子電池、鈉離子電池、液流電池等電化學儲能應于2024年建成投產(chǎn)，蒙西區(qū)域內(nèi)項目要力爭2024年8月底前建成投產(chǎn)，蒙東區(qū)域內(nèi)項目要力爭2024年10月底前建成投產(chǎn)；壓縮空氣等其他形式儲能應于2025年建成投產(chǎn)。60MW/2400MWH我們以1座獨立儲能電站為例進100MW/400MWH根據(jù)《內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站示范項目實施細則》，示范項目收益模式為電力現(xiàn)貨市場+輔助服務市場+容量補償（按放電量計算）。根據(jù)2023年09月07日國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》的通知發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號，其中第六十五條規(guī)定“現(xiàn)貨市場運行期間，已通過電能量市場機制完全實現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)峰功能的，原則上不再設(shè)置與現(xiàn)貨市場并行的調(diào)峰輔助服務品種”?？紤]本站收益模式為電力現(xiàn)貨市場+容量補償。目前，蒙西市場內(nèi)獨立參與交易的新型儲能電站僅有1家，為察哈爾右翼后旗景通新能源有限公司（簡稱“景通紅豐”），充放電容量30MW（60MWh/2h)，實際達產(chǎn)運行容量3.45MW，該項目通過自主申報充放電曲線方式參與現(xiàn)貨市場電能量交易。自2022年11月景通紅豐入市以來，到2023年7月底累計放電電量98.5萬千瓦時，市場售電費用74.8萬元，充電電量73.5萬千瓦時（2023年4月前未統(tǒng)計），市場購電費用29.0萬元（2023年4月前未統(tǒng)計）。其中2023年7月放電電量21.4萬千瓦時，放電價格1.009元/千瓦時，放電費用21.6萬元，用電電量25.0萬千瓦時，購電價格0.558元/千瓦時，購電費用14.0萬元，7月盈利7.6萬元。售電購電價格方面，結(jié)合上述數(shù)據(jù)分析，暫按7月份數(shù)據(jù)考慮為年平均數(shù)據(jù)，即放電價格1.009元/千瓦時，購電價格0.558元/千瓦時。年平均調(diào)用次數(shù)方面，按7月份折算一年數(shù)據(jù)，為360次左右；按11月底至7月份的數(shù)據(jù)折算一年數(shù)據(jù)，為320次左右?？紤]到本項目為4小時系統(tǒng)，暫定按300次考慮。橫向?qū)Ρ绕渌》輸?shù)據(jù)，以山東數(shù)據(jù)為例，年均峰谷電價差可達到0.5元/kW·h；充放電次數(shù)平均為270次/年。綜上，本工程年均峰谷價差暫按0.43元/Wh；充放