中國儲能網訊：內蒙古是我國第一能源大省，也是我國第一電力供應大省。內蒙風光資源極為豐富，截至6月底，光伏發(fā)電站累計裝機容量1767.6萬千瓦。同時，內蒙古風光大基地建設走在全國前列，預計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要求。文件規(guī)定，電網側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貨市場和電力輔助服務市場獲得收益。在此背景下，蒙西電網側獨立儲能經濟性如何？
本文經測算發(fā)現，蒙西地區(qū)電網側獨立儲能項目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，電網側獨立儲能電站和電源側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市場交易，自主申報充放電計劃。故目前“容量補償+現貨市場+輔助服務”已經成為蒙西電網側獨立儲能較為確定的盈利模式?，F蒙西電網側獨立儲能盈利模式包括：1.容量補償（電網側獨立儲能示范項目享容量補償，電源側獨立儲能可參與容量租賃）；2.現貨市場套利；3.輔助服務市場（包括調頻輔助服務、備用輔助服務）。
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側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），電網企業(yè)按月測算補償資金規(guī)模和各發(fā)電側電源企業(yè)分攤標準。以100MW/400MWh電站（內蒙古電網側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
（1）調頻輔助服務：根據《蒙西電力市場調頻輔助服務交易實施細則》，發(fā)電主體可參與二次調頻獲得收益。AGC單元參與調節(jié)的收益分為調頻容量補償、調頻里程補償兩部分。計算方式如下：
a.調頻容量補償：中標的 AGC 單元容量補償按日統計，按月結算，AGC 單元日容量補償=時段調頻容量*補償價格（初期暫時按照60元/MW）*時段數量；
b.調頻里程補償：AGC 單元的調頻里程補償按日統計、按月進行結算，計算公式：AGC單元調頻里程補償=交易時段t內的調節(jié)里程*（調頻綜合性能指標）^（1/2）*調頻里程出清價格。其中，調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單元的調節(jié)速率、調節(jié)偏差量、響應時間作出了相應規(guī)定，K1設上限5，調頻綜合性能指標最大可達20,但實際運行中，調頻中標機組平均綜合性能指標在3到4之間，最高調頻綜合性能未超過10，故本次測算K值取4。
（2）備用輔助服務：《蒙西電力市場備用輔助服務交易實施細則》指出，滿足備用性能測試的市場主體可參與備用輔助服務并獲得相應收益，備用輔助服務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收益。
1.3電力現貨市場
《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》指出，電網側獨立儲能可參與蒙西電力現貨市場，充放電電量電價按相關市場價格執(zhí)行。獨立儲能電站向電網送電的，相應的充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，但由系統效率導致損耗成本需考慮在內。據Lambda統計，內蒙古電力現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。據電聯新媒數據，蒙西市場試運行以來，發(fā)電側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）(蒙西電網現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
2.2測算結果
經測算，蒙西100MW/400MWh獨立儲能初始投資46,000萬元，投資回收期16年，20年期凈現值為10,398萬元，項目IRR理論值為5.5%。
表 部分年份測算結果（非完整項目）
數據來源：EESA
三、分析與結論
蒙西電力現貨市場峰谷價差明顯且較高，故現貨市場套利在蒙西電網側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%；調頻收益占比最低，為16%。
據蘭木達數據，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。
數據來源：Lambda EESA數據庫
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調頻補償規(guī)模呈下降趨勢。2021年華北能監(jiān)局對蒙西原調頻市場規(guī)則進行調整，將“AGC單元調頻里程補償=交易時段t內的調節(jié)里程*調頻綜合性能指標*調頻里程出清價格”中調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，調頻收益受到性能指標影響依然較大，經模擬運算發(fā)現當調頻綜合性能指標上升為20，出清價格為12元/MW時，年調頻收益為3585萬元，上升為原來的2.6被，項目IRR上升為10%，經濟性大幅提升。而當K值下降為2，出清價格下降為2元/MW時，調頻年收益將大幅降低，項目IRR變?yōu)?.8%，不再具備經濟性。
最后，現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貨市場建設試點之一，現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，現貨市場在電力需求調節(jié)的重要作用愈加凸顯，預計未來現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。
