宁夏储能政策分析及独立储能项目投资收益测算

　　一、宁夏储能发展现状

　　宁夏是我国新能源装机大省，也是国内首个新能源综合示范区，2022年底，宁夏新能源装机规模达到3041万千瓦，居全国第八。新能源装机占比突破50%，超过火电成为自治区第一大电源。新能源发电量占总发电量的24%，居全国前列。截止到今年9月底，宁夏新能源装机3465.7万千瓦，同比增长19.5%，在全国新能源装机占比约3.6%。

　　在“新能源+储能”建设模式，以及“统一调度、共享使用”协调运行机制的推动和作用下，宁夏储能提速发展成为新“黑马”。根据中电联发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示：截止到2023年6月底，已投运的电化学储能电站排名中宁夏以4063.27MWh的规模排名第二，仅次于山东省;在2023年上半年，新增投运排名中宁夏以2561.45MWh的规模排名第二，仅次于内蒙古。根据宁夏政府研究室发展研究中心发布的数据，截至今年9月底，宁夏投运并网储能规模约215万千瓦，今年前三季度，宁夏新并网储能规模约125万千瓦，新增规模是2022年底宁夏储能装机规模的1.4倍，居全国前列。

　　12月7日，宁夏自治区发展改革委发布关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知(以下简称“通知”)。通知表示符合要求的储能企业，在交易平台注册生效后，可作为独立储能参与市场交易。独立新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，按相应规则结算，纳入代理购电电量来源。根据通知，除优先发电、优先用电计划以外电量全部进入市场，预计2024年区内市场化交易规模约925亿千瓦时。用户/发电企业年度交易成交电量原则上不低于上年用电量/上网电量的60%，年度分月和月度交易成交总电量不低于上年用电量/上网电量的80%。

　　二、宁夏独立储能盈利模式

　　三、测算案例

　　根据研究需要，我们选取数字能源云平台中一个储能项目作为案例分析如下：项目位于宁夏自治区，项目盈利模式为电力现货市场交易、辅助调峰服务和容量租赁，装机规模为50MW/100MWh独立储能项目，建设期为6个月，运营期为20年，第10年更换电池1次，项目静态投资为16700万元，建设期利息为137.8万元，资本金占动态投资的30%，流动资金借款利率为3.85%，综合运维费标准按0.01元/Wh，年衰减率为3%，储能年充放电次数为360次，放电深度为90%，系统效率为92%，充电价格为0.358554元/kWh，售电价格为0.652654元/kWh，参与辅助调峰服务：调峰容量为40MW，调峰次数为600天，补偿标准为0.8元/kW·日，参与出租的容量为30MWh，出租价格为150元/kWh·年。

　　经数字能源云平台测算结果为：全投资收益率税后为6.59%，资本金内部收益率税后为9.83%，资本金投资回收期税后为14.45年，单位千瓦静态投资为1670元/kW，单位千瓦动态投资为1683.78元/kW，参考行业标准该项目财务评价可行。

数字能源云-智慧能源经济评价系统

盈亏平衡分析图

单因素(投资)敏感性分析图

　　更多项目案例和资源参数信息请访问数字能源云-新能源技经指数监测平台。

　　随着国家对“碳中和”和“碳达峰”政策的制定，传统的火力发电厂正逐步被更环保的风力发电和光伏发电等新能源发电厂所取代，因为风力发电和光伏发电的特性，无法做到稳定的输出，就需要配备储能设备进行调频调峰等功能以保证新能源的消纳，平滑新能源输出。目前，市场上关于储能的收益模式大致可以分为：1、调频市场;2、峰谷价差;3、容量出租;4、黑启动;5、备用容量;6、容量补偿;7、辅助调峰;8、风电储能;9、光伏储能;10、风光储一体化。能耀科技自主研发的智慧能源经济评价系统和软件已经涵盖了以上10种收益模式。