中國儲能網(wǎng)訊：內(nèi)蒙古是我國第一能源大省，也是我國第一電力供應(yīng)大省。內(nèi)蒙風(fēng)光資源極為豐富，截至6月底，光伏發(fā)電站累計裝機容量1767.6萬千瓦。同時，內(nèi)蒙古風(fēng)光大基地建設(shè)走在全國前列，預(yù)計2030年大基地裝機總量1.55億千瓦，可同時滿足14個上海市、19個北京市的峰值用電需求。近日，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布的《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》對獨立儲能的定義和功能定位、應(yīng)用場景、項目布局、市場價格機制、容量補償和共享租賃機制等方面做出了相關(guān)要求。文件規(guī)定，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項目享受容量補償，蒙西獨立儲能還可通過參與電力現(xiàn)貨市場和電力輔助服務(wù)市場獲得收益。在此背景下，蒙西電網(wǎng)側(cè)獨立儲能經(jīng)濟性如何？
本文經(jīng)測算發(fā)現(xiàn)，蒙西地區(qū)電網(wǎng)側(cè)獨立儲能項目IRR理論值為5.5%，需16年收回成本。
一、盈利模式
內(nèi)蒙古11月發(fā)布的《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站和電源側(cè)獨立儲能電站在正常運行方式下作為獨立市場主體，按市場規(guī)則參與電力市場和輔助服務(wù)市場交易，自主申報充放電計劃。故目前“容量補償+現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)”已經(jīng)成為蒙西電網(wǎng)側(cè)獨立儲能較為確定的盈利模式?，F(xiàn)蒙西電網(wǎng)側(cè)獨立儲能盈利模式包括：1.容量補償（電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項目享容量補償，電源側(cè)獨立儲能可參與容量租賃）；2.現(xiàn)貨市場套利；3.輔助服務(wù)市場（包括調(diào)頻輔助服務(wù)、備用輔助服務(wù)）。
1.1容量補償
《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》規(guī)定：納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站享受容量補償，補償標準按放電量計算，補償上限暫按0.35元/千瓦時，補償期暫按10年考慮；補償所需資金暫由發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分攤（不包括分散式分布式電源、光伏扶貧電站），電網(wǎng)企業(yè)按月測算補償資金規(guī)模和各發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分攤標準。以100MW/400MWh電站（內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)獨立儲能時長不低于4h）粗略測算，單日放電量以額定容量的60%計，年運行260天，則年容量補償金額約超2000萬元。
1.2 輔助服務(wù)
（1）調(diào)頻輔助服務(wù)：根據(jù)《蒙西電力市場調(diào)頻輔助服務(wù)交易實施細則》，發(fā)電主體可參與二次調(diào)頻獲得收益。AGC單元參與調(diào)節(jié)的收益分為調(diào)頻容量補償、調(diào)頻里程補償兩部分。計算方式如下：
a.調(diào)頻容量補償：中標的 AGC 單元容量補償按日統(tǒng)計，按月結(jié)算，AGC 單元日容量補償=時段調(diào)頻容量*補償價格（初期暫時按照60元/MW）*時段數(shù)量；
b.調(diào)頻里程補償：AGC 單元的調(diào)頻里程補償按日統(tǒng)計、按月進行結(jié)算，計算公式：AGC單元調(diào)頻里程補償=交易時段t內(nèi)的調(diào)節(jié)里程*（調(diào)頻綜合性能指標）^（1/2）*調(diào)頻里程出清價格。其中，調(diào)頻里程出清價格范圍為2-12元/MW；綜合性能指標KPij=K1ij*k2ij*K3ij,，分別對AGC單元的調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)偏差量、響應(yīng)時間作出了相應(yīng)規(guī)定，K1設(shè)上限5，調(diào)頻綜合性能指標最大可達20,但實際運行中，調(diào)頻中標機組平均綜合性能指標在3到4之間，最高調(diào)頻綜合性能未超過10，故本次測算K值取4。
（2）備用輔助服務(wù)：《蒙西電力市場備用輔助服務(wù)交易實施細則》指出，滿足備用性能測試的市場主體可參與備用輔助服務(wù)并獲得相應(yīng)收益，備用輔助服務(wù)市場獨立于電能量市場進行。市場主體參與收益=中標備用容量*日內(nèi)出清價格。出于實際需求問題，本次測算暫不考慮備用輔助服務(wù)收益。
1.3電力現(xiàn)貨市場
《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能可參與蒙西電力現(xiàn)貨市場，充放電電量電價按相關(guān)市場價格執(zhí)行。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，相應(yīng)的充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，但由系統(tǒng)效率導(dǎo)致?lián)p耗成本需考慮在內(nèi)。據(jù)Lambda統(tǒng)計，內(nèi)蒙古電力現(xiàn)貨市場峰谷價差率相對較高，超過70%，可獲得較為可觀的套利收益。據(jù)電聯(lián)新媒數(shù)據(jù)，蒙西市場試運行以來，發(fā)電側(cè)最高出清價格達到每千瓦時1.71元，高峰時段平均出清電價每千瓦時0.64元，分別較燃煤基準電價上漲504.5%和126.4%，峰谷價差平均值752.15元/兆瓦時，日最大峰谷價差1549.86元/兆瓦時。
故電力現(xiàn)貨市場價格計算方式如下：
放電收入=放電電價x放電電量；充電成本=充電電價x充電電量；損耗成本= 損耗電量*(輸配電價+政府性基金及附加）(蒙西電網(wǎng)現(xiàn)行輸配電價和政府性基金及附加標準:輸配電價0.0455元/kWh；政府性基金及附加0.022425元/kWh)；套利收入=放電收入-充電支出-損耗成本。
二、收益測算
2.1核心假設(shè)
2.2測算結(jié)果
經(jīng)測算，蒙西100MW/400MWh獨立儲能初始投資46,000萬元，投資回收期16年，20年期凈現(xiàn)值為10,398萬元，項目IRR理論值為5.5%。
表 部分年份測算結(jié)果（非完整項目）
數(shù)據(jù)來源：EESA
三、分析與結(jié)論
蒙西電力現(xiàn)貨市場峰谷價差明顯且較高，故現(xiàn)貨市場套利在蒙西電網(wǎng)側(cè)獨立儲能收益中占比最高，為65%；容量補償明確年限為10年，本文在測算中對11-20年運營期容量補償作減半處理，合計占比為19%；調(diào)頻收益占比最低，為16%。
據(jù)蘭木達數(shù)據(jù)，2023年9月蒙西（呼包東、呼包西）月均峰谷價差0.8元/kWh以上，且峰谷差率高于除甘肅外的其他省份。因此，區(qū)別于山東山西（山西、山東獨立儲能盈利模式分析見往期文章），蒙西獨立儲能收益對容量補償/容量租賃的依賴性不大，盈利靈活性較高。
數(shù)據(jù)來源：Lambda EESA數(shù)據(jù)庫
首先，容量補償收益受政策影極大。目前政策明確的補償期限為10年，后續(xù)運營周期收益不確定性較高，若后十年補償金額為0，則項目IRR下降為4.52%，回收期拉長兩年。
其次，長期來看，AGC調(diào)頻補償規(guī)模呈下降趨勢。2021年華北能監(jiān)局對蒙西原調(diào)頻市場規(guī)則進行調(diào)整，將“AGC單元調(diào)頻里程補償=交易時段t內(nèi)的調(diào)節(jié)里程*調(diào)頻綜合性能指標*調(diào)頻里程出清價格”中調(diào)頻綜合性能指標作開根號處理，意在降低補償規(guī)模，保證合理收益。不過，調(diào)頻收益受到性能指標影響依然較大，經(jīng)模擬運算發(fā)現(xiàn)當調(diào)頻綜合性能指標上升為20，出清價格為12元/MW時，年調(diào)頻收益為3585萬元，上升為原來的2.6被，項目IRR上升為10%，經(jīng)濟性大幅提升。而當K值下降為2，出清價格下降為2元/MW時，調(diào)頻年收益將大幅降低，項目IRR變?yōu)?.8%，不再具備經(jīng)濟性。
最后，現(xiàn)貨市場套利收益受供需影響，未來盈利空間更大。一方面，蒙西是全國首批八個現(xiàn)貨市場建設(shè)試點之一，現(xiàn)貨市場運行已較為平穩(wěn)，峰谷價差較大，已可為獨立儲能創(chuàng)造可觀盈利。另一方面，隨著蒙西地區(qū)新能源占比的加大，電力供需錯配將更為明顯，現(xiàn)貨市場在電力需求調(diào)節(jié)的重要作用愈加凸顯，預(yù)計未來現(xiàn)貨收益可進一步擴大。
注：
1，本文測算IRR為項目IRR。
2，獨立儲能收益受政策、市場影響較大，測算僅供參考。
