内蒙古电力集团PPT：内蒙储能政策、蒙西电力现货市场、收益情况、思考展望！

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蒙西电网侧独立储能电站收益分析 内蒙古电力（集团）有限责任公司 电力工程技术专家委员会 吴集光 2024 年 9 月 21 日 探索通过市场化手段消纳储能的路径和 运行模式。 项目研究根据当前蒙西电网政策 ，结 合现货市场模式分析电网侧独立储能 （以下简称储能）收益情况。 蒙西电网政策和市场是储能收益的关键 储能收益（盈利） 问题 ，是政府、 电网公司、发电企业、储能生产 投资商及社会团体等共同高度关 注的问题。 问题： 主要内容： 02 蒙西电网电力现货市场简介 04 思考和展望 03 蒙西电网电网侧独立储能收益情况分析 01 内蒙古储能政策 目 录 2021 年、 2022 年、 2023 年、 2024 年自治区出台了系列政策文件来推动新型储能产业发 展。 2024 年 5 月 内蒙古自治区能源局 《内蒙古自治区 2024—2025 年 新型储能发展专项行动方案》 一 . 内蒙古储能政策 《内蒙古自治区支持新型储能发展 的若干政策（ 2022—2025 年）》 《关于印发自治区新能源倍增行 动实施方案的通知》 《关于组织申报电网侧独立 新型储能电站示范项目的通知》 《内蒙古自治区独立新型储能电 站项目实施细则》（暂行） 《内蒙古自治区“十四五”电力 发展规划》 《关于加快推动新型储能发展 的实施意见》 《关于促进新能源消 纳若干举措的通知》 《蒙西新型电力系统建设 行动方案》 2023 年 12 月 内蒙古自治区人民政府 2023 年 10 月 内蒙古自治区人民政府 2023 年 12 月 内蒙古自治区能源局 2023 年 11 月 内蒙古自治区能源局 2022 年 3 月 内蒙古自治区能源局 2022 年 2 月 内蒙古自治区能源局 2022 年 12 月 内蒙古自治区能源局 2021 年 12 月 内蒙古自治区能源局 日期 发文单位 文件 主要内容 2021 年 12 月 内蒙古自治区 能源局 《关于加快推动 新型储能发展的 实施意见》 发展目标：到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，建成并网新型储能装机规模达到 500 万千瓦以上。 规划布局：电网侧，①调峰调频困难或电压支撑能力不足的关键电网节点；②用电负荷增速较快、输电走廊或变电站站址资源紧 张地区；③供电能力不足的电网末端和偏远地区。电源侧，①新建保障性并网新能源项目，配建储能原则上不低于 15%/2 小时以 上；②新建市场化并网新能源项目，配建储能原则上不低于 15%/4 小时以上。 商业模式：探索推广独立共享储能模式，鼓励发电企业、电网企业和电力用户租赁、购买储能电站服务，发挥储能“一站多用”的 共享作用。独立共享式新型储能电站应集中建设，电站功率原则上不低于 5 万千瓦，时长不低于 4 小时。 市场地位：电网侧储能作为单一主体参与电力市场交易。电源侧储能与电源作为一个主体参与电力市场交易， 价格机制：研究制定电网侧新型储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收机制。 2022 年 2 月 内蒙古自治区 能源局 《内蒙古自治区 “十四五”电力发 展规划》 发展目标：到 2025 年，新型储能装机力争达到 500 万千瓦以上。 规划布局：电网侧，①电网关键节点；②偏远地区。电源侧，发展新能源基地配套储能项目，新建新能源电站按照不低于 15%/2 小时配置储能。 2022 年 3 月 内蒙古自治区 能源局 《蒙西新型电力 系统建设行动方 案》 发展目标：到 2030 年，新型储能装机规模达到 2500 万千瓦 规划布局：电网侧，①调峰调频困难或电压调节能力不足的关键电网节点；②供电能力不足的电网末端和偏远地区。电源侧，全 面推进系统友好型新能源电站发展模式，实现储能与新能源电源的深度融合。 商业模式：电网调峰需求较为集中的地区，建设系统级独立式新型储能电站；新能源电站较为集中的地区，建设集中式共享储能 电站。鼓励社会资本投资建设、运营维护独立储能电站。 2022 年 12 月 内蒙古自治区 人民政府 《内蒙古自治区 支持新型储能发 展的若干政策 （ 2022—2025 年）》 补偿机制：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 10 年。 配置要求：新建保障性并网新能源项目，配建储能原则上不低于 15%/2 小时，可通过合建或改建方式整合为电源侧独立新型储能 电站，接入电网并由电网直接调度；新建市场化并网新能源项目配建储能原则上不低于 15%/4 小时。 电价政策：加大分时电价实施力度，适时调整峰谷电价价差至 3:1 以上，为新型储能发展创造盈利空间。 示范项目：通过竞争性招标方式确定示范项目，原则上单个电站规模不小于 10 万千瓦、时长不低于 2 小时。 一 . 内蒙古储能政策 日期 发文单位 文件 主要内容 2023 年 10 月 内蒙古自治区 人民政府 《关于印发自治区 新能源倍增行动实 施方案的通知》 运行要求：提高储能电站整体调峰能力、调频深度和响应速率，增强供电可靠性。 布局要点：推进新型储能试点示范，推动在电网关键节点和偏远地区建设独立储能电站，提升电力系统调节能力。 发展目标：力争“十四五”后三年每年完成新增新型储能并网 300 万千瓦。 2023 年 11 月 内蒙古自治区 能源局 《内蒙古自治区独 立新型储能电站项 目实施细则》（暂 行） 运行要求：运营生命周期不低于 20 年（含电池更换），电站充放电效率一般不低于 60% ，电站可用率不低于 90% 。 功能定位：划分电网侧独立储能、电源侧独立储能。电网侧独立储能为电力系统整体服务。电源侧独立储能电站主要发挥满足新能源并 网运行要求、为有明确服务关系的新能源场站调峰、促进相关新能源发电主体提高利用率等作用。 应用场景：电网侧，（ 1 ）提升系统调节能力，不低于 5 万千瓦、 4 小时；（ 2 ）保障高峰用电需求，不低于 10 万千瓦、 4 小时； （ 3 ）解决末端电网用电需求，放电功率 0.5-5 万千瓦，时长不低于 8 小时。电源侧 ，不低于 5 万千瓦、连续放电时长不低于 2 小时。 投资运营：鼓励多元投资模式，区分市场化和保障性新能源项目，提出鼓励保障性新能源项目在满足条件前提下转为独立储能。 商业模式：明确独立储能电站的收益模式，参与电力市场（电力现货市场 + 辅助服务市场）收益 + 容量补偿 / 容量租赁收益 2023 年 12 月 内蒙古自治区 人民政府 《关于促进新能源 消纳若干举措的通 知》 政策体系：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。 发展目标：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。 规范管理：建立新能源调峰考核机制。 2023 年 12 月 内蒙古自治区 能源局 《关于组织申报电 网侧独立新型储能 电站示范项目的通 知》 技术路线：包括但不局限于电化学、压缩空气、重力、飞轮等类型。 基本条件：项目方案应选用技术成熟度高、安全性高的储能技术，采用适应我区高寒、强风沙环境的安全防护措施和消防处置措施。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。 激励条款：技术先进、示范引领强。电能转化效率、循环寿命等技术指标达到行业先进水平，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，项目可带动自治区储能技术创新发展。 2024 年 5 月 内蒙古自治 区能源局 《内蒙古自治区 2024—2025 年 新型储能发展专 项行动方案》 规划目标： 2024 年规划建成电源侧独立储能 400 万千瓦 /1600 万千瓦时 ，电网侧独立储能 250 万千瓦 /1300 万千瓦时； 2025 年规 划建成电源侧独立储能 1000 万千瓦 /4200 万千瓦时 ，电网侧独立储能 450 万千瓦 /2300 万千瓦时。 工作模式：完善投资模式 ，支持装备制造企业、新能源开发企业等各类社会主体参与建设储能电站；原则上由 5 个左右新型储能装备 制造企业牵头 ，独立或组建联合体投资建设独立储能电站；坚持一手抓储能电站开发建设 ，一手抓储能产业链优化升级 ，加强装备采 购供需对接 ，支持储能开发企业与装备制造企业开展“链链合作”。 一 . 内蒙古储能政策 2024—2025 年新型储能发展专项行动方案 新增储能投产目标 类型 规模（万千瓦） 容量（万千瓦时） 2024 年投产规模 电源侧储能 400 1600 电网侧储能 250 1300 总计 650 2900 2025 年投产规模 电源侧储能 1000 4200 电网侧储能 450 2300 总计 1450 6500 截至 2024 年 5 月， 内蒙古自治区已建成投运新型储能装机 381 万千瓦 /764 万千瓦时， 已批复新型储 能装机 1310 万千瓦 /3384 千瓦时（含在建、待建项目） 。在此基础上， 2024 年 5 月，《内蒙古自治区 2024— 2025 年新型储能发展专项行动方案》提出 2024 年新增建成投产 650 万千瓦 /2900 万千瓦 时 ， 2025 年新增建成投产 1450 万千瓦 /6500 万千瓦时新型储能。 2024 年至少新增电网侧储能 501 万千瓦 ， 2025 年至少新增电网侧储能 496 万千瓦； 2025 年底电网侧储能装机规模将突破 1000 万千 瓦。 一 . 内蒙古储能政策 全区独立新型储能电站项目 （以下简称 “独立储能电站” ） ， 主要是指直接接入公用电 网 ， 以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议 ， 接受电力调度机构统一调 度、 服务电力系统运行的新型储能电站 ， 包括电化学、 压缩空气、 飞轮、 重力、 超级电容等。 2023 年 11 月 ， 内蒙古自治区能源局、 发改委、 工信厅印发《内蒙古自治区独立新型 储能电站项目实施细则（暂行） 》（内能电力字〔 2023 〕 1101 号） ， 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 ，对电网侧、 电源侧独立储能项目建设、运行和管理提出相关要求。 一 . 内蒙古储能政策 “ 细则 ” 明确了独立储能电站的收益模式： 电力市场（电力现货市场 + 辅助服务市场）收 益 + 容量补偿 / 容量租赁收益。 电网侧电站可以获得容量补偿 ， 电源侧电站容量收益主要 通过租赁、 出售容量等其他市场化方式获得。 一 . 内蒙古储能政策 电网侧独立储能作为独立主体参与电力市场 ， 自主申报充放电计划 （目前报量不报价） ， 均可以双重身份参与交易 ， 放电时视同发电企业参与交易 （使用接入电网节点的现货价格 结算） ， 充电时视同电力用户参与交易 （使用区域现货价格结算） 。 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。 目前蒙西电网侧独立储能电站辅助服务具体实施细则尚未出台 ，现阶段收益来源主要有两 方面： 一是参与现货市场进行获利； 二是获得容量补偿。 补偿上限为 0.35 元 / 千瓦时 ，补偿期不超 10 年 . 一 . 内蒙古储能政策 02 蒙西电网电力现货市场简介 04 思考和展望 03 蒙西电网电网侧独立储能收益情况分析 01 内蒙古储能政策 目 录 火电企业： 68 家 新能源企业： 479 家 大工业用户： 2525 家 目前， 市场各类用户累计 3179 家。 其中， 发电企业 560 家（六类市场化项目 12 家， 独 立储能 1 家，新能源配储 62 家） ， 大工业用户 2525 家， 售电公司 94 家。 电网代购： 86 万家 六类市场化项目： 12 家 独立储能： 1 家 配建储能： 62 家 基本情况——市场规模 二、蒙西电网电力现货市场简介 火电企业 , 68 新能源 企业 , 479 售电公司 , 94 大工业用 户 , 市场采用 “中长期交易为主，现货交易为补充”模式。 初步形成 “省间 + 省内” “ 中长期 + 现货 + 辅助服务”多层次协同的市场体系 。 中长期市场 稳定预期，发挥“压舱石”作用 现货市场 交易模式 二、蒙西电网电力现货市场简介 辅助服务市场 优化运行，疏导调节费用 发现电力时间、空间价格 交易合同采用全天 96 点电力曲线， 形成峰、平、谷分时分段价格， 实现中长期与现货交易有 效衔接。市场主体签约电量超过 90% ， 其中 70% 以上按年度交易， 其余按月度及月内交易进行补 足。 目前， 中长期交易实现年度、月度、月内按工作日连续开市的 全周期覆盖， 市场主体通过协商、 挂牌、竞价模式， 参与直接交易、 跨省跨区交易和电网代理购电。 协商 挂牌 竞价 全电量 分时分段 曲线成交 交易模式 - 中长期交易 高耗能行业 一般行业 疏导发用成本 稳定产品价格 煤炭行业 电网代购电 建立煤电联动 引导企业入市 二、蒙西电网电力现货市场简介 交易 模式 交易 标的 发 电 主 体 用 电 主 体 100% 参与市场 95% 参与市场 现货市场涵盖日前、 实时交易， 发电侧主体每日自主申报发电能力及电价，用户侧 主体接受现货市场价格， 综合考虑报价、市场供需及地理位置等因素， 形成交易结果。 交易模式 - 现货交易 二、蒙西电网电力现货市场简介 首个煤电新能 源公平竞价市 场 首个 “单轨制” 运行市场 首个用户侧 分区结算市场 日前可靠性 机组组合 实时 5 分 钟滚动出 清 全电量 集中优化 节点电价 机制 发电侧 15 分钟（ 96 点）、 用户侧 1 小时（ 24 点） 代理工商业、 5G 等低压侧 用户月度 720 点（日清月清 月结） 储能、虚拟电厂结算 05 04 01 03 电能电费 发电：所有市场化发电机组 用电：所有用电市场主体，包括电网代 购、居民农业、外送 二、蒙西电网电力现货市场简介 发电侧采用节点电价、用户侧 采用区域结算参考点电价 电网代理工商业采用全网统一 结算点电价 储能充电缴费＝实际充电量 × 所在区域用户侧统一出请价 储能放电收费＝实际放电量 × 所在发电侧节点节点电价 结算原则 充电参考用户侧结算、放电 参考发电侧结算 清算价格（ 0-5 元 / 度） 、 电能电费 储能结算 结算范围 结算周期 02 全电量现货 + 中长期差价合 约 日清月结 结算范围 清算价格 02 蒙西电网电力现货市场简介 04 思考和展望 03 蒙西电网电网侧独立储能收益情况分析 01 内蒙古储能政策 目 录 u 测算数据来源与网上公开的蒙西电网电力交易数据在不失特性的情况下进行 了处理。 u 数据仅为项目优化算法计算获得优化收益的结果 ，不具有普遍性。 u 收益与市场参与者行为导致的现货交易结果有密切关系 ，历史数仅供参考不 代表当前和未来。 以下数据以现行政策和市场结算规则用历史数据测算 ， 很多因素变化会影响收益 ， 数 据仅供参考 ，不做决策依据。 三、电网侧独立储能电站收益分析 特别说明 各时段充电电量 各时段调频放电电量 各时段电能量现货市场放电量 储能系统日最大优化收益值 储能系统的容量（ MW ） 放电倍率（ C-rate ） 放电深度（ DOD ） 电池充电状态（ SOC ） 充放电转换效率 容量衰减率 充电容量 放电容量 次日价格预测数据 三、电网侧独立储能电站收益分析 优化目标： 充电、放电、调频电量分时段优化配置， 实现储能电站日收益值最大化。 仿真优化算法简介 u 以 2023 年内蒙古电力现货市场出清价格计算 ，仿真计算储能最优充放电曲线及收益。 u 以 2023 年预测出清价格计算 ，仿真计算储能最优充放电曲线及收益。 u 以 2024 年 1-6 月内蒙古电力现货市场出清价格计算 ，仿真储能最优充放电曲线及收益。 u 以 2024 年 1-6 月预测出清价格计算 ，仿真计算储能最优充放电曲线及收益。 u 以 2023 年预测现货出清价格计算出储能最优充放电曲线 ，以节点价结算数据计算收益。 u 以 2024 年 1-6 月预测出清价格计算储能最优充放电曲线 ，以节点价结算数据计算收益。 以下数据以现行政策和市场结算规则用历史数据测算 ， 很多因素变化会影响收益 ， 数 据仅供参考 ，不做决策依据。 以一个 100MW/400MWh 的电网侧储能电站为例 ， 年充放电 300 次 ， 基于优化算法 确定的储能最优充放电曲线 ，计算得到该电站 2023 年以及 2024 年 1-6 月的收益情况。 三、电网侧独立储能电站收益分析 2023 年收益测算 现货市场出清价格计算 日期 总 充 电 量 ( 万 kWh) 总 放 电 量 ( 万 kWh) 月收益 ( 万元 ) 月 度日均 收益 ( 万元 ) 年 度日均 收益 ( 万元 ) 月平均价差 ( 元 /kWh) 年 平均 价 差 ( 元 /kWh) 总收益（万元） 2301 13140 11957 26 0.335 9619 2302 795 28 0.729 2303 850 27 0.689 2304 620 21 0.436 2305 722 23 0.535 2306 748 25 0.603 2307 890 28 0.755 2308 873 28 0.763 2309 892 30 0.801 2310 0.879 2311 830 28 0.702 2312 843 27 0.692 以下数据以现行政策和市场结算规则用历史数据测算，很多因素变化会影响收益，数据仅供参考，不做决策依据。 最小月收益： 1 月， 562 万元 最大月收益： 10 月， 994 万元 年平均价差： 0.659 元 /kWh 年度总收益： 9619 万元 2023 年内蒙古电力现货市场出清价格计算，仿真计算储能最优充放电曲线及收益 最大月每日均收益： 10 月， 32 万 元 最小月每日均收益： 1 月， 18 万元 0.659 994 562 32 18 2023 年收益测算 预测出清价格计算 日期 总 充 电 量 ( 万 kWh) 总 放 电 量 ( 万 kWh) 月收益