中核汇能岚县500MW/1000MWh共享储能项目

一、项目名称

中核汇能岚县500MW/1000MWh共享储能项目

二、招商单位基本情况

（一）单位名称：中核汇能（山西）能源有限公司

（二）单位地址：山西省太原市小店区平阳路街道中辐院招待所

（三）单位简介：中核汇能有限公司是中国核能电力股份有限公司全资子公司，于2011年11月注册成立，是中核集团、中国核电非核新能源产业开发建设、运营的专业化平台。公司采用“公司本部-区域公司-项目公司”三级管控模式，本部设12个职能管理部门，下设10家区域公司，即内蒙古、河北、华东、中南、东南、新疆、西北、山东、西南、西藏分公司，区域公司所辖152个项目公司分布在全国25个省市自治区。其中，西北、新疆分公司装机已突破百万千瓦。自成立以来，汇能公司认真履行中央企业政治责任、经济责任、社会责任，在企业实现跨越发展的同时，有力推动了项目所在地的经济和社会发展。积极响应中央坚决打赢脱贫攻坚战号召，新能源产业扶贫项目在河北、湖南、宁夏等总投资12.58亿元、总装机容量18.8万千瓦、总惠及贫困户约5800户，为我国实现全面小康作出了积极贡献，得到“学习强国”等媒体平台多次宣传报道，企业知名度、美誉度得到明显提升。

三、项目内容：

（一）建设背景：贯彻落实国家能源战略，助推能源行业高质量发展2016年6月7日国家能源局《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》国能监[2016]164号文明确提出：鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。2017年9月22日，国家能源局、发改委、财政部、科技部、工信部，“五部委”联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发改能源【2017】1701中明确了储能在推动电力体制改革和促进能源新业态发展中为核心基础。鼓励电网等企业根据相关国家或行业标准要求结合需求集中或分布式接入储能系统，并开展运行优化技术研究和应用示范。支持各类主体按照市场化原则投资建设运营接入电网的储能系统。鼓励利用淘汰或退役发电厂既有线路和设施建设储能系统。

2017年8月21日，山西省人民政府办公厅在晋政办发[2017]105号文《山西省人民政府办公厅关于转发山西能监办山西省电力辅助服务市场化建设试点方案的通知》中明确提出“坚持市场化改革方向，基于山西实际，加快建设有效竞争的电力辅助服务市场。”2017年9月28日山西省省委、省政府在晋发[2017]50号文《关于印发山西打造全国能源革命排头兵行动方案的通知》中明确提出根据国家《能源技术创新“十三五”规划》确定的示范试验技术目录，积极争取新型高效电池储能技术等先进技术示范项目向山西倾斜。

2020年山西能监办出台《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》，电力用户准入条件为最小调节能力不低于10MW，响应持续时间不小于2小时，辅助服务聚合商准入条件为总调节能力不低于20MW，单日累计响应持续时间不低于2小时，储能准入条件为不小于20MW/40MWh。

2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规【2021】1051号)，推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

2021年8月9日，山西省发改委发文《关于组织首批“新能源+储能”试点示范项目申报的通知》，明确要求推动电网侧储能合理化布局，在电网关键节点布局电网侧储能，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。

(2)提高山西省电网调峰能力，改善电网电源结构

山西电网以火电为主，风电、光伏为辅，全省仅西龙池一座抽水蓄能电站在役。山西省冬季供暖期特别是春节小负荷期间调峰压力极大，电网安全稳定运行受到严重影响。随着新能源发电设备的逐年增多，调峰调频的要求将逐步增大。电池储能电站具有削峰填谷的双重功效，是不可多得的调峰电源；利用大规模储能系统对负荷“削峰填谷”，实现负荷的时空平移，是提高电网运行安全性和经济性的革命性手段。其规模建设是从根本上解决山西电网调峰缺额问题的最有效措施。

山西电网直调机组中火电占总装机比例较高，水电、抽蓄、燃气等调峰电源仅占6.8%，调峰电源比重较低；此外山西省地处寒冷地区，调峰能力差的集中供热机组比例呈逐年增加趋势，受冬季供热影响，冬季电网调峰问题越来越突出；附近中水电等电源调峰电源比重更低。

调峰电源主要包括储能电站、具有调节性能的水电站、燃油与燃气电站。其中燃油和燃气电站受限于资源制约不具备大规模建设条件；而水电开发比例已经偏高，继续开发潜力不大。因此，储能电站成为山西电网调峰电源的首选。储能电站主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和电池储能，其中抽水蓄能是目前电力系统中技术最为成熟、容量最大的储能方式，但是其对地理条件的要求比较苛刻，对场址要求较高，并且建设周期较长，在风能资源丰富地区往往不宜建设抽水蓄能电站。电池储能系统具有响应速度快、应用灵活等优点，电池储能是目前进步最快的储能技术，已在安全性、转换效率和经济性等方面取得重大突破，产业化应用条件日趋成熟，随着科技的不断进步，大容量电池储能系统的成本有望不断下降，在电力系统中具有广阔的应用前景。

因此，从改善山西电网电源结构的角度，应积极建设调峰电源。电池储能电站是最直接可行、建设周期最短的调峰电源，为使电网的电源结构经济合理，配置适当的电池储能电站是必要的。

(3)有利于电力系统节能降耗，提高电网的经济性

1)避免弃风、弃光调峰，促进节能减排

截止2020年底全省新能源装机达到3282.67万千瓦，其中，风电装机1974.01万千瓦，光伏1308.66万千瓦。山西电网以火电调峰为主，水电所占比例较小，在负荷给定的情况下，电网向下备用容量受制于上网机组的最小运行方式，在负荷低谷时段容量最小。尤其在冬季，部分火电机组因需要承担供热任务而最小出力受到限制，导致电网向下调节容量非常有限，如果此时风光大发，电网为了全额接纳新能源发电，将可能迫使部分火电机组启停调峰，严重影响火电调峰机组运行的安全经济性。截至2020年12月底新能源因调峰限制等原因弃电量12.92亿千瓦时，弃电率2.97%；弃风电量8.09亿千瓦时，弃风率2.97%；弃光电量4.83亿千瓦时，弃光率2.98%。供热机组调峰能力的匮乏，以及风电、光伏出力的不确定和反调峰性，使山西电网调峰压力不断加大，电网调峰、调频和电源安排日益困难，为保证电网安全稳定运行调峰困难时段风电、光伏被迫参与调峰。即电网调峰困难时段，为保证电网安全运行，必须限制新能源电场出力，必然造成资源的浪费，不利于电力系统的绿色经济运行。因此，建设电池储能电站，提高电网风电、光伏的消纳能力十分必要。

2)改善火电机组运行条件，节能降耗

火电机组运行在额定出力附近时的效率最高，相应的煤耗最低。当火电机组降低运行负荷进行调峰时，效率降低，煤耗相应升高。例如，当火电机组运行在50%额定负荷时，煤耗是额定负荷时的1.09~1.16倍，煤耗率大大增加。电池储能电站跟踪负荷变化的能力强，可充分发挥调峰填谷双倍解决系统峰谷差的运行特性，降低火电调峰率，有效改善火电机组的运行条件，延长火电机组的使用寿命，减少火电厂的燃料消耗。

因此，从改善山西电网运行条件、避免弃风现象、降低火电厂燃料消耗、减少污染物排放的角度，建设电池储能电站是十分必要的，也是符合国家相关能源发展政策的。

3)为风电的规模开发提供支撑

大力开发利用风能是实现能源可持续发展和改善环境质量的有效途径。风电是一种清洁可再生能源，建设周期短，运行管理方便，是目前技术最成熟、可大规模开发的重要新能源。然而风电并网规模受到电网安全经济运行各方面的制约，大规模风电的并网将对电网产生重大冲击和影响，加剧电网的调峰运行负担。由于风能的随机性和不均匀性，风电出力具有不稳定性和间歇性的特点，无法为电网提供稳定的电力供应，将增加电网的调峰压力。且全年风电调峰效应以反调峰为主，在负荷低谷时段，往往是风电出力较大时段，也是电网向下调峰能力最不充裕时段，风电全额并网将增加电网负荷低谷时段的调峰负担。调峰能力牵涉系统运行的经济代价，并且与风电出力预测准确性、电网电源结构有关，是目前公认的制约风电接纳规模的主要因素。风电功率固有的波动性、难以准确预测等特点导致当其参与系统调度计划时，电网须留有足够的向下备用容量应对其出力波动。而负荷低谷时段电网向下调节容量有限，过度接纳风电将导致电网调峰机组进入非常规出力模式，甚至可能导致机组启停调峰，这将严重影响电网安全经济运行，进而制约了既有电网的风电接纳规模。电池储能电站的快速响应和灵活性能够弥补风电的不稳定性和间歇性，可以大幅提升电网对风电的接纳能力，为大力发展风电创造有利条件。

4)提高电网供电可靠性

随着当地地企业不断进驻，负荷增长迅速，电网供电可靠性面临更大挑战。若电网出现大面积停电，将对当地工业生产和生活产生严重影响，造成严重的社会影响和重大的经济损失。电池储能站可充当UPS为重要负荷提供不间断供电，并作为地区火电机组黑启动的辅助电源。电池储能电站可与电网形成互补，提高电网的供电可靠性，因此其建设十分必要。

（二）建设地点：吕梁市岚县经济技术开发区

（三）建设内容及建设规模：本项目规划总容量为500MW/1000MWh，共分两期建设，同时配套建设一座220kV升压站，用地面积约160亩。共配置175个2.86MW/5.734MWh储能系统基本单元。

（四）产品名称和类型：从储能技术的经济性来看，锂离子电池有较强的竞争力，钠硫电池和钒液流电池未形成产业化，供应渠道受限，成本昂贵。从运营和维护成本来看，钠硫电池需要持续供热，钒液流电池需要泵进行流体控制，增加了运营的成本，而锂电池几乎不需要维护。而同样对于锂电池来说，常见使用类型为三元锂电池和磷酸铁锂电池。三元锂电池正极材料的分解温度在200℃左右，磷酸铁锂电池正极材料的分解温度在700℃左右。实验室测试环境下短路磷酸铁锂电池单体，基本不会出现着火的情况，三元锂电池则不然，在使用三元锂电池时尤其要对热管理提出较高的要求，一旦出现过温、过充、过流等异常情况基友可能造成起火、爆炸等严重后果，因而在安全性方面磷酸铁锂电池较三元电池而言有着绝对的优势；同时，三元锂电池的理论寿命约为800次循环，而磷酸铁锂约为2000次以上，因而磷酸铁锂电池在循环寿命上具有绝对优势。

电池型式选择：

锂电池封装主要由有圆柱形、方形和软包电芯，每种封装的电芯设计都有其优势，同时也存在着一些无法避免的缺点。18650圆柱型电芯生产工艺技术非常成熟，可全自动化生产，质量稳定、价格低廉且一致性好,电芯的失效模式容易控管，其安全散热路径相对容易管理。缺点是电芯容量有限。

方型电芯在电池系统中容易进行排列,热管理与导流系统也较容易设计。方型电芯的容量可以做到很大,相比小容量电芯，大容量的方型电芯可以减少壳体材料的占比，能有效地提高电芯每单位Ah的能量密度。但是，大容量电芯内部所含能量剧大，一旦单颗电芯热失控，更容易引发热失控蔓延，造成整个电池包起火或者爆炸，因而不可过分追求大的电芯容量和高的能量密度。第三种电芯设计则是铝塑膜软包电芯,尺寸可大可小可厚可薄,具有最好的设计弹性，因此广泛应用在轻薄型的便携式电子产品中。与硬壳电芯相比较,软包电芯机械强度较差，需在电池系统中增加电芯的保护壳体或支撑板来限制电芯的膨胀空间并强化其机械强度从而导致成本的增加。综合考虑各种外壳封装的安全性及经济性，考虑选用方型电芯。

电池容量选择

依据中关村储能产业技术联盟最新发布《储能产业研究白皮书2019》，2018年，中国新增投运电化学储能项目中，装机规模排名前十的储能技术(主要指电池技术)提供商中磷酸铁锂电池的主要供应商有宁德时代、中天科技、力信能源、海博思创、科陆电子、信义电源、圣阳电源和中航锂电、上海电气、鹏辉等。成熟产品单体电芯容量为10Ah-280Ah，循环次数4000次-10000次不等。

目前国内生产磷酸铁锂电池厂家众多、供货量充足、技术也较为成熟。由相关研究可知，电池容量越大，电池安全性越高。但又以安全为优先考虑因素，本项目储能系统选择容量适宜的磷酸铁锂电池，电芯采用3.2V280Ah。

（五）技术工艺和技术路线：基本要求电池管理系统(BatteryManagementSystem,BMS)是电池储能系统的核心子系统之一，负责监控电池储能单元内各电池的运行状态，保障储能单元安全可靠运行。BMS能够实时监控、采集储能电池的状态参数(包括但不限于单体电池电压、电池极柱温度、电池回路电流、电池组端电压、电池系统绝缘电阻等)，并对相关状态参数进行必要的分析计算，并根据特定保护控制策略实现对储能电池本体的有效管控，保证整个电池储能单元的安全可靠运行。

主要功能和技术要求

电池管理系统按三层架构分别监测电芯、电池簇和电池堆的相关运行参数。

一级BMS(BMU)需能够监测单体电芯的电压、温度，具备均衡功能，支持禁用均衡、自动均衡、手动均衡和指定均衡目标电压等模组。

二级BMS(BCU)需能够监测整簇电池总电压、总电流、绝缘电阻等，能采集外部急停信号，能输出故障和运行状态，二级BMS需向三级BMS实时传递信息。

三级BMS(BAU)需能收集系统的总电压、总电流、总功率、二级BMS信息，能够实时对电池系统SOC、SOH、循环次数进行准确计算，并能与PCS和就地监控装置进行数据通信，三级BMS应能在现地对电池系统的各项事件及历史关键变化数据进行存储，记录数据不低于国标要求。

电流采样分辨率宜结合电池容量和充放电电流确定，测量误差应不大于±0.2％，采样周期不大于50ms。单体电压测量误差应不大于±0.3％，采样周期应不大于200ms；温度采样分辨率应不大于1℃，测量误差不大于±2℃，采样周期不大于5s。SOE估算精度应不大于8％，宜具有自标定功能，计算更新周期应不大于3s。电能量计算误差应不大于3％。

电池管理功能：

1)电池系统运行报警功能：在电池系统运行出现过压、欠压、过流、高温、低温、漏电、通信异常、电池管理系统异常等状态时，应能显示并上报告警信息。

2)电池系统安全管理：在电池系统运行时，如果电池的过充、过放、过电流、过温、低温等超过安全保护门限的情况时，电池管理系统应能够实现就地故障隔离，将问题电池组串退出运行，同时上报保护信息。

①自诊断功能：电池管理系统应具备自诊断功能，对电池管理系统与外界通信中断，电池管理系统内部通信异常，模拟量采集异常等故障进行自诊断，并能够上报到就地监测系统。

②运行参数设定功能：电池管理系统运行各项参数应能通过本地和远程两种方式在电池管理系统或储能站监控系统进行修改，并有通过密码进行权限认证功能。

③本地运行状态显示功能：电池管理系统应能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示，如系统状态，模拟量信息，报警和保护信息等。

④事件及历史数据记录功能：电池管理系统应能够在本地对电池系统的各项事件及历史关键变化数据进行存储，记录不少于1000条事件及不少于30天的历史数据。

⑤本系统采用四合一控制器，其系统采用模块化设计，大幅度减少低压电源、通讯线数量，有效提升系统的安全性和可靠性。

（六）项目总投资及资金来源：本项目总投资为200000万元，其中自有资金40000万元，银行贷款160000万元。

四、项目优势分析

（一）区位交通优势：本项目场址位于山西省吕梁市岚县经济技术开发区，场区附近有高速公路、省级公路，主、次干道四通八达，交通便利，运输方便。

（二）资源优势：随着吕梁地区企业不断进驻，负荷增长迅速，电网供电可靠性面临更大挑战。若电网出现大面积停电，将对当地工业生产和生活产生严重影响，造成严重的社会影响和重大的经济损失。储能站可充当UPS为重要负荷提供不间断供电，并作为地区火电机组黑启动的辅助电源。储能电站可与电网形成互补，提高电网的供电可靠性，因此其建设储能电站具有很大优势。

（三）技术优势：本项目采用国内首创的可变功率独立储能技术方案，方案的实施将有效解决风光等新能源发电由于天气的影响可在数分钟内出现60%以上功率偏差，在目前储能装机容量较少的情况下，实现对电网高功率偏差的快速调节，虽然项目增加了储能电池和电气部分的投资，但充分发挥了本项目可对电网进行快速、灵活、高功率的调节功能。

（四）产业优势：1.投资长期性和可靠性，人们对储能系统的投资随着电网的发展而发展，为未来几年创造长期利益和可靠性。储能是整个电网的关键枢纽，可增加从风能、太阳能和水电到核能和化石燃料的资源，再到需求侧资源和系统效率资产。它可以作为发电、输电或配电资产以及单一资产中。2.节省运营成本，储能可以节省为电网供电的运营成本，也可以为在家庭和企业中安装储能的电力消费者节省资金。储能可以减少提供频率调节和备用服务的成本，并通过存储低成本能源为消费者节省资金。通过在短暂中断期间使用储能，企业可以避免断电损失并继续正常运营。3.提高可靠性和弹性，储能可以在中断期间提供备用电源。适用于单个设备的备用电源（例如，插入家庭但也具有备用电池的烟雾报警器）的相同概念可以扩展到整个建筑物甚至整个电网。储能为电网提供了灵活性，以确保随时随地为消费者提供不间断的电力。这种灵活性对于提高储能系统的可靠性和弹性都至关重要。随着中断成本的持续上升，增强可靠性和提高弹性的价值也在增加。4.整合多元化资源，储能可以通过在刮风和阳光照射时储存多余的能量，并在相反的情况发生时输送来平滑风能和太阳能等可变或间歇性资源的输送。储能还可以支持为不灵活的基本负荷资源高效供电。当需求快速变化并且需要灵活性时，储能可以根据需要注入或提取电力以精确匹配负载。5.减少环境影响，简而言之，能源存储可以节省电力，以备日后需要。这为电网创造了效率和能力，包括减少温室气体 (GHG) 排放的能力。通过为电网引入更大的灵活性，储能可以帮助整合更多的太阳能、风能和分布式能源。它还可以提高电网的效率、增加现有资源的容量系数、并抵消建造新的污染排放峰值发电厂的需要。随着我们的能源供应组合通过低碳和无碳资源变得更清洁，储能有助于使供应组合更容易、更可靠地发展。

（五）环境优势：储能项目可以减少温室气体 (GHG) 排放的能力。通过为电网引入更大的灵活性，储能可以帮助整合更多的太阳能、风能和分布式能源。它还可以提高电网的效率、增加现有资源的容量系数、并抵消建造新的污染排放峰值发电厂的需要。随着我们的能源供应组合通过低碳和无碳资源变得更清洁，储能有助于使供应组合更容易、更可靠地发展。

五、项目市场前景

（一）行业概况：贯彻落实国家能源战略，助推能源行业高质量发展2016年6月7日国家能源局《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》国能监[2016]164号文明确提出：鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。2017年9月22日，国家能源局、发改委、财政部、科技部、工信部，“五部委”联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发改能源【2017】1701中明确了储能在推动电力体制改革和促进能源新业态发展中为核心基础。鼓励电网等企业根据相关国家或行业标准要求结合需求集中或分布式接入储能系统，并开展运行优化技术研究和应用示范。支持各类主体按照市场化原则投资建设运营接入电网的储能系统。鼓励利用淘汰或退役发电厂既有线路和设施建设储能系统。 2017年8月21日，山西省人民政府办公厅在晋政办发[2017]105号文《山西省人民政府办公厅关于转发山西能监办山西省电力辅助服务市场化建设试点方案的通知》中明确提出“坚持市场化改革方向，基于山西实际，加快建设有效竞争的电力辅助服务市场。”2017年9月28日山西省省委、省政府在晋发[2017]50号文《关于印发山西打造全国能源革命排头兵行动方案的通知》中明确提出根据国家《能源技术创新“十三五”规划》确定的示范试验技术目录，积极争取新型高效电池储能技术等先进技术示范项目向山西倾斜。

2020年山西能监办出台《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》，电力用户准入条件为最小调节能力不低于10MW，响应持续时间不小于2小时，辅助服务聚合商准入条件为总调节能力不低于20MW，单日累计响应持续时间不低于2小时，储能准入条件为不小于20MW/40MWh。

2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规【2021】1051号)，推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

2021年8月9日，山西省发改委发文《关于组织首批“新能源+储能”试点示范项目申报的通知》，明确要求推动电网侧储能合理化布局，在电网关键节点布局电网侧储能，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。

（二）市场需求分析：截止2020年底山西全省新能源装机达到3282.67万千瓦，其中，风电装机1974.01万千瓦，光伏1308.66万千瓦。山西电网以火电调峰为主，水电所占比例较小，在负荷给定的情况下，电网向下备用容量受制于上网机组的最小运行方式，在负荷低谷时段容量最小。尤其在冬季，部分火电机组因需要承担供热任务而最小出力受到限制，导致电网向下调节容量非常有限，如果此时风光大发，电网为了全额接纳新能源发电，将可能迫使部分火电机组启停调峰，严重影响火电调峰机组运行的安全经济性。截至2020年12月底新能源因调峰限制等原因弃电量12.92亿千瓦时，弃电率2.97%；弃风电量8.09亿千瓦时，弃风率2.97%；弃光电量4.83亿千瓦时，弃光率2.98%。供热机组调峰能力的匮乏，以及风电、光伏出力的不确定和反调峰性，使山西电网调峰压力不断加大，电网调峰、调频和电源安排日益困难，为保证电网安全稳定运行调峰困难时段风电、光伏被迫参与调峰。即电网调峰困难时段，为保证电网安全运行，必须限制新能源电场出力，必然造成资源的浪费，不利于电力系统的绿色经济运行。因此，建设电池储能电站，提高电网风电、光伏的消纳能力十分必要。

（三）产品(项目)市场竞争力分析：为实现“双碳”目标，国家发展改革委和国家能源局于2021年7月15日出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，全国储能装机规模达3000万千瓦以上，新型储能将成为能源领域碳达峰、碳中和的关键支撑之一。

随着山西新能源并网规模日益增加，电网频率波动较为频繁，加上我省电力资源和区域经济分布不均衡，“晋北”地区热电联产机组和风光新能源比重偏大，整个网内优质快速调频调峰资源稀缺，调频调峰任务大多都由火电机组承担，严重影响电网的安全稳定运行。

截至2021年6月，山西省风电和光伏发电装机已达3384万千瓦，接近省网3643万千瓦的最大用电负荷。同时随着“双碳目标”的进一步实施，预计山西省风光新能源装机在2023年突破4000万千瓦，2025年达到5000万千瓦，进一步加大了电网侧的调峰压力。与此同时，出于对电网安全考虑，能源监管部门和电网企业也希望具备响应时间快、调节精度高以及双向调节的快速调频调峰资源进入市场提供服务。

根据以上分析，为满足山西省大规模光伏发电消纳及送出需要，建设一定容量的储能电站是必要的。故本工程拟建500MW/1000MWh的储能系统。

（四）产品(项目)市场占有率等前景分析：1.可再生能源装机规模快速增长，储能发展助推“碳中和”目标实现

碳中和目标的提出，让能源革命有了清晰明确的发展路线图，也给能源转型设定了总体时间表，能源结构转型需加速向前推进。作为推动可再生能源发展的关键技术，储能的发展已成为实现碳中和目标中日益迫切的需求。

为推动能源革命和清洁低碳发展，“十四五”可再生能源装机规模将实现跨越式发展，“可再生能源+储能”已成为能源行业的共识，成为支撑可再生能源稳定规模化发展的关键和当务之急。

2.发改委首次明确2025年全国新型储能装机目标

2021年4月，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（简称《新型储能指导意见》）。这是自2017年能源局联合五部委发布《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》后，第二部针对储能产业的国家级综合性政策文件。在“双碳”目标下，《新型储能指导意见》的发布，为产业发展明确了发展目标和方向。《新型储能指导意见》首次从国家层面明确和量化了储能产业发展目标，预计到2025年实现新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上（30GW+）。从2020年底的3.28GW到2025年的30GW，未来五年，新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍，每年的年均复合增长率超过55%。

3.各地政府鼓励新能源配置储能政策陆续出台

在地方层面：截止2020年底，全国已有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比，配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽并未要求具体储能配置比例，但文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。

六、项目的配套要素

（一）项目周边交通情况：本项目场址位于山西省吕梁市岚县经济技术开发区，场区附近有高速公路、省级公路，主、次干道四通八达，交通便利，进出线较为方便，场地较为平整。站址满足规划要求，区域地质构造稳定，无文物及压覆矿藏，周围均无高大建筑物，亦无湖泊、发射台、接收台、机场及其它对电磁辐射要求较高的设施,大件运输较为便利，具备建站条件。

（二）项目七通一平：本项目场址位于山西省吕梁市岚县经济技术开发区，场区附近有高速公路、省级公路，主、次干道四通八达，交通便利，运输方便。

七、项目进展情况

（一）项目建设进度：筹备中

（二）项目前期手续办理情况：本项目于已取得山西省企业投资项目备案证，项目代码(2209-141167-89-05-773943);已取得岚县自然资源局、林业局、生态环境局、水利局、文物局、人民武装部六部门文件；其他手续正在办理。项目用地约160亩,其他土地相关手续正在办理

八、项目效益分析

储能电站在用电负荷低时消纳发电端多余的电能，在用电负荷高峰时能增加电能供应，有效实现电网削峰填谷，缓解高峰供电压力；同时储能电站可以为电网运行提供调峰、调频、黑启动、需求响应等多种服务，为电网安全稳定运行提供了支撑；促进了周边区域的新能源消纳，有效减少弃风弃光。因此，该项目建成后，有着积极的社会、环境效益。本工程项目全部投资内部收益率为6.50%（税后），财务净现值为6571.89万元（税后），投资回收期为8.14年（税后）；本工程资金财务内部收益率为10.88%；财务净现值为8784.33万元。

九、招商项目联系人信息

姓名：李守忠

联系方式：17735055337