内蒙古独立储能电站投资经济分析及趋势展望报告

投资经济分析及趋势展望2024.4.12∞CONTENTS√资收益测算0101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。●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●2023年12月，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》●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》●内蒙古电力集团公司中长期发●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●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（一）需求驱动（二）政策驱动发布时间政策名称发布层面要点内容2021年7月《关于进一步完善分时电价机制的通知》国家层面建立了削峰填谷套利模式，提升工商业储能的经济性2021年12月《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》国家层面将新型储能纳入提供辅助服务主体范围，并进一步完善辅助服务考核补偿机制2022年5月《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》国家层面提出新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快了各地推动新型储能参与现货市场、中长期市场、辅助服务市场的进程，拓展了新型储能向业模式2023年9月《电力现货市场基本规则》国家层面指导规范电力现货市场建设，正式将新型储能作为现货市场的市场主体，推动新型储能等新兴市场主体参与市场交易2023年10月《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》国家层面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《内蒙古自治区人民政府办公厅关（二）政策驱动《内蒙古自治区人民政府办公厅关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发布时间政策名称发布层面要点内容2022年11月《内蒙古自治区碳达峰实施方案》自治区层面到2025年，新型储能装机容量达到500万千瓦以上，自治区级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。2022年12月《源网荷储一体化项目实施细则(2022年版)》自治区层面公布五个源网荷储一体化项目，配建新能源超3.5GW，储能规模818MW。项目申报条件为储能配置比例原则上不低于新能源规模的15%/4小时。2022年12月《支持新型储能发展若干政策(2022-2025年)》自治区层面建立市场化补偿机制，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。开展独立新型储能电站示范项目建设，原则上单个储能电站规模不小于10万千瓦、时长不低于2小2023年10月《新能源倍增行动实施方案》自治区层面力争到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。2023年11月《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》自治区层面综合考虑了内蒙电力系统特有环境，以促进新型储能高效应用为目标，提出了电网侧、电源侧独立储能的有效发展途径，也在商业模式上进行了创新2023年12月《关于组织申报电网侧独立新型储能电站示范项目的通知》自治区层面明确同一技术条件下，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。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。《新能源倍增行动实施方案》提出：新增新型储能并网300万千瓦。《新能源倍增行动实施方（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0储能容量（万千瓦）储能规模（万千瓦时）（二）政策驱动0储能容量（万千瓦）储能规模（万千瓦时）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12400MWh。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、（万千瓦）（万千瓦时）（万千瓦时）104010/403012010/40208010/40区3012010/40区208010/40104010/40208010/40（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。《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构建现代能源体系的重要基础。黄河几字弯清洁能源基地就在内蒙古。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。1.规划促进新能源消2.保障战略性新兴产业高峰时段用电储能电站：17座3.替代输变电工程项（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（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0202（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。电网侧示范项目、电网侧示范项目、电源侧容量租赁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）》《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段平均出清电价每日最大峰谷价差1549.86元/兆瓦时。现货市场套利电力现货市场套利收入计算：套利收入=放电收入-充电放电收入=放电电价x放电充电成本=充电电价x充电损耗成本=损耗电量x(输配电价+政府性基金及附加）>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>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（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（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。（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。2023年碳酸锂和电芯价格走势（万元/吨、元/Wh）储能EPC月度中标单价/容量储能系统月度中标单价/容量0303 2.压缩空气储能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kW-MWkW-MW储能时长2-10h6-12h1-2h>4h响应时间系统效率60-80%80-85%90%70%稳定特性//建设周期12-24月12-24月3-6月6-9月运行年限40年50-60年10年20年初始投资1000-2500元/kWh5000-8000元/kWh1500元/kWh3500-4500元/kWh度电成本0.25~0.4元0.30元0.6元0.73元重力储能项目重力储能项目---600MWh综合储能项目30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。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。技术应用重力储能可调节电网功率的瞬时平衡；提高可再生能源资源的利用效率；提高电能质量，增强电力系统的供电可靠性。用电低谷时，系统可将发电侧产生多余的电力转化为重力势能进行存储；用电高峰时，系统可将重力势能转化为电能供电网侧或用户侧。通过对电力的存储与释放，实现可再生能源的按需调配。重力储能技术综合了四个成熟的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□专有系统设计重力储能技术可多维度满足客户需求，优于其他储能方案重力储能抽水蓄能锂电池机械/热成本◆资本支出、运营支出、生命周期终止◆降级规模◆满足GWh/公用事业规模储能需求的能力◆供应链本地化灵活性◆与位置、环境的相关性◆操作温度范围◆持续时间（2至12+小时）持续性◆技术寿命长◆安全（无火灾/气体风险）效率◆能量密度ESG◆废弃物修复◆当地制造碳足迹最小化◆全生命周期的可持续性EnergyVault12345持续时间灵活储存介质无退化低成本持续时间灵活储存介质无退化低成本可扩展性安全、可持续3技术优势煤灰修复52%已补救煤灰修复在许多其他用途中，粉煤灰已经被循环利用来代替波特兰水泥经被循环利用来代替波特兰水泥飞灰碎片中间体…煤炭消耗每年产生10飞灰碎片中间体…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煤炭48%废渣埋填法48%废渣埋填法生动物玻璃纤维增强塑料玻璃纤维增强塑料填埋场，包含1000多个埋风力涡轮机叶片风力涡轮机叶片退役（000秒）100%100%废渣埋填法废渣埋填法 31.442.656.575.199.9131.731.24.8818.6可改装成35吨可移动砖13.818.6可改装成35吨可移动砖13.911.18.82020E2021E2022E2023E8.82020E2021E2022E2023E2024E2025E涡轮叶片重约3吨，使用寿命约25年块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来自国家能源局、发改委、工信部等相关部门领导和国家电网、中科院等研究单位的专家对重力储能技术，原国务院参事石定寰中国工程院院士武强中国科学院院士周孝信国家能源局原副局长吴吟 >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。重力储能+数据中心 >重力储能+风光储氢氨一体化零碳产业基地决氢能储能瓶颈问题，以氨作为终端产品或一座长110米、宽120米、高148米一座长110米、宽120米、高148米的储能塔。9月26日8点18分，中国天楹股份有限公司投资建设的全国首个重力储能示范项目——如东100MWh重力√工程建设地点如东沿海经济开发区海滨二路南侧，通海六√工程拟建规模重力储能容量100MWh，发电功率26MW。√工程服务范围本工程服务于如东县电网。√重力储能塔占地面积占地面积21亩。√项目投产时间600600MWh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能的要求：“提升系统调节能力的储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于4小时，保障高峰用电需求的储能电站放电功率不低于10万千瓦、连续放电时长不低于总建设规模100MW/600MWh：重力储能25MW/150MWh电化学储能75MW/450MWh初始投资17.4亿元：重力储能12亿元，电化学5.4亿元12001200MWh综合储能方案按照蒙西电网实际调峰需求为吉瓦级储能，可根据电网不同断面具体需求进行调整。总建设规模200MW/1200MWh：重力储能100MW/600MWh电化学储能100MW/600MWh初始投资37.2亿元：重力储能30亿元，电化学7.2亿元贷款为初始投资额的75%，期限15年，年化利率2%。重力储能运维费0.04元/Wh/年，电化学运维费用0.05元/Wh/年。重力储能寿命为50年，能量循环效率85%，放电深度100%；电化学储能每天循环1.5次，寿命为12年，能量循环效率90%，放电深度90%，每年容量衰减2%，每10年更换一次电池，每次更换成本，按照初始成本的70%测算重力储能折旧费按照50年计算，残值率为零；电化学储能折旧费按照12年计算，残值率为零每度电收益为0.8元，其中补贴0.35元、电力现货交易0.45元增值税税率13%，所得税率25%。全投资IRR6.54%股本金IRR9.88%全投资IRR6.79%股本金IRR10.18%压缩空气储能项目压缩空气储能项目---呼市100MW/400MWh项目40压缩空气储能-压缩空气储能系统压缩空气储能系统(CompressedAirEnergyStorage,CAES)在储能阶段通过消耗电能将空气进行压缩储存,在释能阶段将高压空气释放通过膨胀机做功发安徽芜湖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术路线的可行性。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10MPa储罐体积100m3充气时间5.5h发电时间1h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10m3充气时间4h发电时间1h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，通过110kV线路接入可镇变。•选择该地址，地处城郊、接入系统便利，有利于项目投产后成果宣传、现场交流调研，可以更好发挥压储电站示范作用，加快压储项目在自治区内推广应用。43呼市武川可镇100MW/400MWh项目配离心式压缩机1套（四段压缩100MW透平机组1套。储能时段连续压缩运行6.66小储气占地约80亩。管线钢储气库总容积50000立方米，以2000立方米作为一个储气模块，每个储气模块分为2层7列组成整个储气库共设25个储气模块。4445呼市武川可镇100MW/400MWh项目元）单价（万元）元）单价（万元）31496安装成本安装成本3513建筑成本1514636451957159098/4880/4880合计合计/58680地面主机部分静态投资序号项目主要建设内容总价3775037750土建专业管道基础1465485485合计39700储气库部分静态投资•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。46呼市武川可镇100MW/400MWh项目（1）投资及资金来源项目总投资100347万元，以独立储能电站模式运行，项目运营期35年，折旧期按30年计算，资产残值取5%。项目自有资金20%，贷款比例为80%，贷款年限10年，项目贷款利率按3.5%项目运维费包括维修费、保险费、运行人员工资等，合计按项目总投资的1.5%暂估。项目售电销项税率为13%，城市维护建设税及教育费附加分别按增值税的5%和5%缴纳。所得税率：考虑西部大开发企业所得税政策，2030年及之前企业所得税为15%，2030年后为25%按照自治区发布新型储能政策，电网侧独立储能电站的主要收益来自现货市场交易+容量补呼市武川可镇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，现货市场价格曲线呈现出明显的白天低、晚上高（鸭形曲线）的特点，低谷一般出现在中午，价格高峰一般出现在上半夜。由于分时价格曲线呈现出明显的规律，有利于储能现货市场峰谷价差拉大。未来随着新能源比例的增长，以及现货市场限价放开，现货市场峰谷价差将逐步增大，有利于储能增加现货市场收益。4748呼市武川可镇100MW/400MWh项目按照理论计算值的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429.6*100*4*330/10000=5670.72万元。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入为0.35*10*4*330=4620万元。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8.21%，项目具有较好的投资收益。---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49三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。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大型磷酸铁锂电化学储能集成系统价格数据说明：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0102:002387.533171319253137434955616773790102:002387.5331713192531374349556167737985916月2日温都尔节点价格曲线7006005004003002001000Index时刻实时出清电价呼包东统一出清电价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采用动态规划（DP）算法，完成充放电优化计算过程，得出温都尔节点426天价格数据下，锂电储能充放电模拟仿真运行结果。最大收益充电时段放电时段充电电量放电电量2022/6/19464882001702022/6/234068882001702022/6/31678216164003402022/6/49276212123002552022/6/574588882001702022/6/635109882001702022/6/74591920205004252022/6/826180716164003402022/6/92012361212300255......................................................2023/7/3118563188200170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。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：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）。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；压其中：司投