內(nèi)蒙古獨立儲能電站投資經(jīng)濟分析及趨勢展望報告

投資經(jīng)濟分析及趨勢展望2024.4.12∞CONTENTS√資收益測算0101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，其建設發(fā)展進入快車道。現(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)展趨勢，對電網(wǎng)投資決策具有一定的借鑒意義。●新能源并網(wǎng)比例加速提高●電力系統(tǒng)呈現(xiàn)“雙峰雙高”&“雙側隨機性”（冬夏負荷高峰、高比例可再生能源與電力電子設備，發(fā)電側、供電側隨機性增加）●電網(wǎng)穩(wěn)定運行、電能質(zhì)量、電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度壓力增大●2023年12月，國務院印發(fā)《關于推動內(nèi)蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書寫中國式現(xiàn)代化新篇章的意見》●2023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》●2023年12月，自治區(qū)印發(fā)《關于促進新能源消納若干舉措的通知》●內(nèi)蒙古電力集團公司中長期發(fā)●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，推進●自治區(qū)要求到2025年底，電網(wǎng)側儲能規(guī)模達到300萬千瓦以上，電網(wǎng)企業(yè)需自行承擔建設費用，有必要明確其投資經(jīng)濟性（一）需求驅(qū)動（二）政策驅(qū)動發(fā)布時間政策名稱發(fā)布層面要點內(nèi)容2021年7月《關于進一步完善分時電價機制的通知》國家層面建立了削峰填谷套利模式，提升工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性2021年12月《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》《電力輔助服務管理辦法》國家層面將新型儲能納入提供輔助服務主體范圍，并進一步完善輔助服務考核補償機制2022年5月《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》國家層面提出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，加快了各地推動新型儲能參與現(xiàn)貨市場、中長期市場、輔助服務市場的進程，拓展了新型儲能向業(yè)模式2023年9月《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》國家層面指導規(guī)范電力現(xiàn)貨市場建設，正式將新型儲能作為現(xiàn)貨市場的市場主體，推動新型儲能等新興市場主體參與市場交易2023年10月《關于推動內(nèi)蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書寫中國式現(xiàn)代化新篇章的意見》國家層面重點提及加快構建現(xiàn)代能源經(jīng)濟體系。完善適應新能源參與的電力市場規(guī)則，探索開展蒙西電網(wǎng)電力容量市場交易試點，建立可再生能源配套煤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。開展大規(guī)模風光制氫、新型儲能技術攻關《內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關（二）政策驅(qū)動《內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關內(nèi)蒙古有著豐富的風光資源，是中國四大沙漠能源基地、東數(shù)西算等國家的戰(zhàn)略落腳點。從國家政策、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注的問題也發(fā)布時間政策名稱發(fā)布層面要點內(nèi)容2022年11月《內(nèi)蒙古自治區(qū)碳達峰實施方案》自治區(qū)層面到2025年，新型儲能裝機容量達到500萬千瓦以上，自治區(qū)級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。2022年12月《源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則(2022年版)》自治區(qū)層面公布五個源網(wǎng)荷儲一體化項目，配建新能源超3.5GW，儲能規(guī)模818MW。項目申報條件為儲能配置比例原則上不低于新能源規(guī)模的15%/4小時。2022年12月《支持新型儲能發(fā)展若干政策(2022-2025年)》自治區(qū)層面建立市場化補償機制，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。開展獨立新型儲能電站示范項目建設，原則上單個儲能電站規(guī)模不小于10萬千瓦、時長不低于2小2023年10月《新能源倍增行動實施方案》自治區(qū)層面力爭到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。2023年11月《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則》自治區(qū)層面綜合考慮了內(nèi)蒙電力系統(tǒng)特有環(huán)境，以促進新型儲能高效應用為目標，提出了電網(wǎng)側、電源側獨立儲能的有效發(fā)展途徑，也在商業(yè)模式上進行了創(chuàng)新2023年12月《關于組織申報電網(wǎng)側獨立新型儲能電站示范項目的通知》自治區(qū)層面明確同一技術條件下，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動慣量的機械儲能項目。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?！缎履茉幢对鲂袆訉嵤┓桨浮诽岢觯盒略鲂滦蛢δ懿⒕W(wǎng)300萬千瓦。《新能源倍增行動實施方（二）政策驅(qū)動2023年11月22日，自治區(qū)印發(fā)了《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則》，該細則主要從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、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0儲能容量（萬千瓦）儲能規(guī)模（萬千瓦時）（二）政策驅(qū)動0儲能容量（萬千瓦）儲能規(guī)模（萬千瓦時）2023年12月11日，自治區(qū)能源局印發(fā)了《關于組織申報電網(wǎng)側獨立新型儲能電站示范項目的通知》。通知明確，技術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12400MWh。同一技術條件下，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、（萬千瓦）（萬千瓦時）（萬千瓦時）104010/403012010/40208010/40區(qū)3012010/40區(qū)208010/40104010/40208010/40（二）政策驅(qū)動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)側布局建設新型獨立儲能電站，鼓勵新能源配建儲能在滿足要求的前提下轉為電源側獨立儲能電站。到2025年底，電網(wǎng)側儲能規(guī)模達到300萬千瓦以上，電源側儲能規(guī)模達到600萬千瓦以上。《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》提出，建設大型清潔能源基地是構建現(xiàn)代能源體系的重要基礎。黃河幾字彎清潔能源基地就在內(nèi)蒙古。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?？涉?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。1.規(guī)劃促進新能源消2.保障戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)高峰時段用電儲能電站：17座3.替代輸變電工程項（三）區(qū)域發(fā)展實際需求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、約占全國的57%，太陽能資源94億千瓦、約占全國的21%。內(nèi)蒙未來更將成為新能源第一大省，預計2030年大基地裝機總量14個上海市、19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、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)公司技術和調(diào)度優(yōu)勢；完善綜合支持政策，構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)建設統(tǒng)籌銜接，協(xié)同推進新能源高水平開（三）區(qū)域發(fā)展的方向?2023年10月16日，國務院印發(fā)《關于推動內(nèi)蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書寫中國式現(xiàn)代化新篇章的意見》。重點提及加快構建現(xiàn)代能源經(jīng)開展內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易。開展大規(guī)模風光制氫、新型儲能0202（一）內(nèi)蒙古電網(wǎng)側獨立儲能電站盈利分析自治區(qū)《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網(wǎng)側獨立儲能電站和電源側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)側獨立儲能較為確定的盈利模式。電網(wǎng)側示范項目、電網(wǎng)側示范項目、電源側容量租賃1.1容量補償機制>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)電側電源企業(yè)分攤標準。電源側獨立儲能電站不享受容量補償。以100MW/400MWh電站（內(nèi)蒙古電網(wǎng)側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。1.2電力現(xiàn)貨市場《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網(wǎng)側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)，蒙西市場試運行以據(jù)電聯(lián)新媒數(shù)據(jù)，蒙西市場試運行以來，發(fā)電側最高出清價格達到每千瓦段平均出清電價每日最大峰谷價差1549.86元/兆瓦時?，F(xiàn)貨市場套利電力現(xiàn)貨市場套利收入計算：套利收入=放電收入-充電放電收入=放電電價x放電充電成本=充電電價x充電損耗成本=損耗電量x(輸配電價+政府性基金及附加）>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>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儲能成本構成（二）電網(wǎng)側獨立儲能成本分析2.1儲能成本構成>全壽命周期成本構成情況。電池儲能項目全生命周期成本由投資建設成本、更換成本、運行維護成本和回收價值構成。>儲能投資成本構成情況。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）以及其他電氣設備構成。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。（二）電網(wǎng)側獨立儲能成本分析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。2023年碳酸鋰和電芯價格走勢（萬元/噸、元/Wh）儲能EPC月度中標單價/容量儲能系統(tǒng)月度中標單價/容量0303 2.壓縮空氣儲能參數(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kW-MWkW-MW儲能時長2-10h6-12h1-2h>4h響應時間系統(tǒng)效率60-80%80-85%90%70%穩(wěn)定特性//建設周期12-24月12-24月3-6月6-9月運行年限40年50-60年10年20年初始投資1000-2500元/kWh5000-8000元/kWh1500元/kWh3500-4500元/kWh度電成本0.25~0.4元0.30元0.6元0.73元重力儲能項目重力儲能項目---600MWh綜合儲能項目30重力儲能是一種全新的機械儲能技術，可將風能、太陽能等不同形式的能源轉化成重力勢能存儲起來，需要時再將其轉化成電能釋放。技術原理充電模式下，系統(tǒng)驅(qū)動電動機將重力塊提升到一定的高度對能量進行存儲；在放電模式下，系統(tǒng)通過釋放重力塊帶動發(fā)電機發(fā)電。整個充放電過程，由人工智能算法系統(tǒng)根據(jù)電網(wǎng)或用戶需求，實現(xiàn)設施儲能、供能全程自動運作。技術應用重力儲能可調(diào)節(jié)電網(wǎng)功率的瞬時平衡；提高可再生能源資源的利用效率；提高電能質(zhì)量，增強電力系統(tǒng)的供電可靠性。用電低谷時，系統(tǒng)可將發(fā)電側產(chǎn)生多余的電力轉化為重力勢能進行存儲；用電高峰時，系統(tǒng)可將重力勢能轉化為電能供電網(wǎng)側或用戶側。通過對電力的存儲與釋放，實現(xiàn)可再生能源的按需調(diào)配。重力儲能技術綜合了四個成熟的重力儲能技術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，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□專有系統(tǒng)設計重力儲能技術可多維度滿足客戶需求，優(yōu)于其他儲能方案重力儲能抽水蓄能鋰電池機械/熱成本◆資本支出、運營支出、生命周期終止◆降級規(guī)模◆滿足GWh/公用事業(yè)規(guī)模儲能需求的能力◆供應鏈本地化靈活性◆與位置、環(huán)境的相關性◆操作溫度范圍◆持續(xù)時間（2至12+小時）持續(xù)性◆技術壽命長◆安全（無火災/氣體風險）效率◆能量密度ESG◆廢棄物修復◆當?shù)刂圃焯甲阚E最小化◆全生命周期的可持續(xù)性EnergyVault12345持續(xù)時間靈活儲存介質(zhì)無退化低成本持續(xù)時間靈活儲存介質(zhì)無退化低成本可擴展性安全、可持續(xù)3技術優(yōu)勢煤灰修復52%已補救煤灰修復在許多其他用途中，粉煤灰已經(jīng)被循環(huán)利用來代替波特蘭水泥經(jīng)被循環(huán)利用來代替波特蘭水泥飛灰碎片中間體…煤炭消耗每年產(chǎn)生10飛灰碎片中間體…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煤炭48%廢渣埋填法48%廢渣埋填法生動物玻璃纖維增強塑料玻璃纖維增強塑料填埋場，包含1000多個埋風力渦輪機葉片風力渦輪機葉片退役（000秒）100%100%廢渣埋填法廢渣埋填法 31.442.656.575.199.9131.731.24.8818.6可改裝成35噸可移動磚13.818.6可改裝成35噸可移動磚13.911.18.82020E2021E2022E2023E8.82020E2021E2022E2023E2024E2025E渦輪葉片重約3噸，使用壽命約25年塊煤灰廢物和廢棄的風力渦輪機葉片可以轉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)濟價值來自國家能源局、發(fā)改委、工信部等相關部門領導和國家電網(wǎng)、中科院等研究單位的專家對重力儲能技術，原國務院參事石定寰中國工程院院士武強中國科學院院士周孝信國家能源局原副局長吳吟 >重力儲能向多領域滲透——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、電網(wǎng)側、用戶側。重力儲能+數(shù)據(jù)中心 >重力儲能+風光儲氫氨一體化零碳產(chǎn)業(yè)基地決氫能儲能瓶頸問題，以氨作為終端產(chǎn)品或一座長110米、寬120米、高148米一座長110米、寬120米、高148米的儲能塔。9月26日8點18分，中國天楹股份有限公司投資建設的全國首個重力儲能示范項目——如東100MWh重力√工程建設地點如東沿海經(jīng)濟開發(fā)區(qū)海濱二路南側，通海六√工程擬建規(guī)模重力儲能容量100MWh，發(fā)電功率26MW?！坦こ谭辗秶竟こ谭沼谌鐤|縣電網(wǎng)?！讨亓δ芩嫉孛娣e占地面積21畝?！添椖客懂a(chǎn)時間600600MWh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)側儲能的要求：“提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的儲能電站放電功率不低于5萬千瓦、連續(xù)放電時長不低于4小時，保障高峰用電需求的儲能電站放電功率不低于10萬千瓦、連續(xù)放電時長不低于總建設規(guī)模100MW/600MWh：重力儲能25MW/150MWh電化學儲能75MW/450MWh初始投資17.4億元：重力儲能12億元，電化學5.4億元12001200MWh綜合儲能方案按照蒙西電網(wǎng)實際調(diào)峰需求為吉瓦級儲能，可根據(jù)電網(wǎng)不同斷面具體需求進行調(diào)整。總建設規(guī)模200MW/1200MWh：重力儲能100MW/600MWh電化學儲能100MW/600MWh初始投資37.2億元：重力儲能30億元，電化學7.2億元貸款為初始投資額的75%，期限15年，年化利率2%。重力儲能運維費0.04元/Wh/年，電化學運維費用0.05元/Wh/年。重力儲能壽命為50年，能量循環(huán)效率85%，放電深度100%；電化學儲能每天循環(huán)1.5次，壽命為12年，能量循環(huán)效率90%，放電深度90%，每年容量衰減2%，每10年更換一次電池，每次更換成本，按照初始成本的70%測算重力儲能折舊費按照50年計算，殘值率為零；電化學儲能折舊費按照12年計算，殘值率為零每度電收益為0.8元，其中補貼0.35元、電力現(xiàn)貨交易0.45元增值稅稅率13%，所得稅率25%。全投資IRR6.54%股本金IRR9.88%全投資IRR6.79%股本金IRR10.18%壓縮空氣儲能項目壓縮空氣儲能項目---呼市100MW/400MWh項目40壓縮空氣儲能-壓縮空氣儲能系統(tǒng)壓縮空氣儲能系統(tǒng)(CompressedAirEnergyStorage,CAES)在儲能階段通過消耗電能將空氣進行壓縮儲存,在釋能階段將高壓空氣釋放通過膨脹機做功發(fā)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術路線的可行性。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60MW/300MWh二期將建設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10MPa儲罐體積100m3充氣時間5.5h發(fā)電時間1h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的高速透平發(fā)電控制技術，實現(xiàn)快速響應。儲氣壓力儲罐體積10m3充氣時間4h發(fā)電時間1h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，通過110kV線路接入可鎮(zhèn)變。?選擇該地址，地處城郊、接入系統(tǒng)便利，有利于項目投產(chǎn)后成果宣傳、現(xiàn)場交流調(diào)研，可以更好發(fā)揮壓儲電站示范作用，加快壓儲項目在自治區(qū)內(nèi)推廣應用。43呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目配離心式壓縮機1套（四段壓縮100MW透平機組1套。儲能時段連續(xù)壓縮運行6.66小儲氣占地約80畝。管線鋼儲氣庫總容積50000立方米，以2000立方米作為一個儲氣模塊，每個儲氣模塊分為2層7列組成整個儲氣庫共設25個儲氣模塊。4445呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目元）單價（萬元）元）單價（萬元）31496安裝成本安裝成本3513建筑成本1514636451957159098/4880/4880合計合計/58680地面主機部分靜態(tài)投資序號項目主要建設內(nèi)容總價3775037750土建專業(yè)管道基礎1465485485合計39700儲氣庫部分靜態(tài)投資?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?建設期12個月，建設期利息約0.1967億元，項目動態(tài)投資為10.0347億元。46呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目（1）投資及資金來源項目總投資100347萬元，以獨立儲能電站模式運行，項目運營期35年，折舊期按30年計算，資產(chǎn)殘值取5%。項目自有資金20%，貸款比例為80%，貸款年限10年，項目貸款利率按3.5%項目運維費包括維修費、保險費、運行人員工資等，合計按項目總投資的1.5%暫估。項目售電銷項稅率為13%，城市維護建設稅及教育費附加分別按增值稅的5%和5%繳納。所得稅率：考慮西部大開發(fā)企業(yè)所得稅政策，2030年及之前企業(yè)所得稅為15%，2030年后為25%按照自治區(qū)發(fā)布新型儲能政策，電網(wǎng)側獨立儲能電站的主要收益來自現(xiàn)貨市場交易+容量補呼市武川可鎮(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)貨市場價格曲線呈現(xiàn)出明顯的白天低、晚上高（鴨形曲線）的特點，低谷一般出現(xiàn)在中午，價格高峰一般出現(xiàn)在上半夜。由于分時價格曲線呈現(xiàn)出明顯的規(guī)律，有利于儲能現(xiàn)貨市場峰谷價差拉大。未來隨著新能源比例的增長，以及現(xiàn)貨市場限價放開，現(xiàn)貨市場峰谷價差將逐步增大，有利于儲能增加現(xiàn)貨市場收益。4748呼市武川可鎮(zhèn)100MW/400MWh項目按照理論計算值的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429.6*100*4*330/10000=5670.72萬元。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入為0.35*10*4*330=4620萬元。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8.21%，項目具有較好的投資收益。---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49三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。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)一般組裝在大型磷酸鐵鋰電化學儲能集成系統(tǒng)價格數(shù)據(jù)說明：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0102:002387.533171319253137434955616773790102:002387.5331713192531374349556167737985916月2日溫都爾節(jié)點價格曲線7006005004003002001000Index時刻實時出清電價呼包東統(tǒng)一出清電價02022-06-0100:15408.75406.73112022-06-0100:30408.75406.73122022-06-0100:45408.75406.73132022-06-0101:00408.75406.73142022-06-0101:15386.292387.53352022-06-0101:30386.292387.53362022-06-0101:45386.292387.53372022-06-386.29采用動態(tài)規(guī)劃（DP）算法，完成充放電優(yōu)化計算過程，得出溫都爾節(jié)點426天價格數(shù)據(jù)下，鋰電儲能充放電模擬仿真運行結果。最大收益充電時段放電時段充電電量放電電量2022/6/19464882001702022/6/234068882001702022/6/31678216164003402022/6/49276212123002552022/6/574588882001702022/6/635109882001702022/6/74591920205004252022/6/826180716164003402022/6/92012361212300255......................................................2023/7/3118563188200170匯總統(tǒng)計結果如下：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。分析結論：對于本次評估的三個100MW/200MWh電源側獨立儲能項目，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：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）。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427萬元按照租賃經(jīng)濟性高于自建配儲經(jīng)濟性的邏輯推算，結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.分技術路線來看：單一技術路線儲能項目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)；壓其中：司投