内蒙古独立储能电站投资经济分析及趋势展望报告

2024.4.12赵晨旭内蒙古电力集团经济技术研究有限责任公司 内蒙古电网侧新型储能业务开展背景 一、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、以及未来发展趋势，对电网投资决策具有一定的借鉴意义。 政策驱动 区域发展实际需求 需求驱动 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，推进储能规模化应用”。 2023年12月 ，国 务 院 印 发 02《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》2023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》2023年12月 ， 自 治 区 印 发《关于促进新能源消纳若干举措的通知》 新能源并网比例加速提高 电力系统呈现“双峰双高”&“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、供电侧随机性增加）电网稳定运行、电能质量、电网经济调度压力增大 自治区要求到2025年底，电网侧储能规模达到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 01 （一）需求驱动 风电、光伏并网比例增加带来的电力系统“双峰双高”&“双侧随机性”问题，对电网的安全性挑战：影响电网的稳定运行；影响电网电能的质量；影响电网的经济调度。相比发电侧和用户侧储能，电网侧新型储能电站布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。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；支撑高比例新能源外送；替代输配电工程投资。 （二）政策驱动 “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和灵活多样。 （二）政策驱动 内蒙古有着丰富的风光资源，是中国四大沙漠能源基地、东数西算等国家的战略落脚点。从国家政策、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列政策文件。 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》 《新能源倍增行动实施方案》提出：力争“十四五”后三年每年完成新增新型储能并网300万千瓦。 （二）政策驱动 2023年11月22日，自治区印发了《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》，该细则主要从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、加强项目监督管理等方面，对独立储能项目建设、运行和管理提出相关要求。 （二）政策驱动 2023年12月11日，自治区能源局印发了《关于组织申报电网侧独立新型储能电站示范项目的通知》。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 ，申 报 总容 量为3.57GW/14.36GWh，除 赤峰 、阿 尔 山市 ， 其余 各 地 均 为100MW/400MWh。同一技术条件下，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能项目。 （二）政策驱动 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2025年底，电网侧储能规模达到300万千瓦以上，电源侧储能规模达到600万千瓦以上。 内蒙古蒙西电网 蒙西电网区域概况 《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》提出，建设大型清洁能源基地是 内 蒙 古四大沙 漠 2022年2月26日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》的通知。方案计划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点,以其他沙漠和戈壁地区为补充,综合考虑采煤沉陷区,规划建设大型风电光伏基地。到2030年,规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦,其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦,采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦,其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。 （三）区域发展实际需求 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、约占全国的57%，太阳能资源94亿千瓦、约占全国的21%。内蒙未来更将成为新能源第一大省，预计2030年大基地装机总量1.55亿千瓦，可同时满足14个上海市、19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筹衔接，协同推进新能源高水平开发与高质量外送。 （三）区域发展的方向 •2023年10月16日，国务院印发《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》。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力市场规则，探索开展蒙西电网电力容量市场交易试点，建立可再生能源配套煤电项目容量补偿机制。开展内蒙古电力市场绿色电力交易。开展大规模风光制氢、新型储能技术攻关。 •国家对内蒙古能源的关注与支持，必将给内蒙古新型储能发展带来新的发展机遇，提高站位深化认识、抢抓国家和自治区关于新能源、新基建、数字化等相关产业发展契机，结合每个企业自身定位，找准发力重点，提前谋划，创新开拓。 内蒙古电网侧独立储能电站投资经济分析 （一）内蒙古电网侧独立储能电站盈利分析 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。 1.1容量补偿机制 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/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。 1.2电力现货市场 《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 ， 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：套利收入=放电收入-充电支出-损耗成本放电收入=放电电价x放电电量充电成本=充电电价x充电电量损耗成本=损耗电量x(输配电价+政府性基金及附加） 1.3辅助服务 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。 （二）电网侧独立储能成本分析 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（Battery Management System，简称BMS）、 能 量管 理系 统（Energy ManagementSystem，简称EMS）、储能逆变器（Power Conversion System，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。 （二）电网侧独立储能成本分析 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： 1.重力储能2.压缩空气储能3.电化学储能 电网侧储能技术指标对比 重力储能项目 ---600MWh综合储能项目 技术简介 重力储能是一种全新的机械储能技术，可将风能、太阳能等不同形式的能源转化成重力势能存储起来，需要时再将其转化成电能释放。 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： 技术原理 充电模式下，系统驱动电动机将重力块提升到一定的高度对能量进行存储；在放电模式下，系统通过释放重力块带动发电机发电。整个充放电过程，由人工智能算法系统根据电网或用户需求，实现设施储能、供能全程自动运作。 