關(guān)鍵點
（1）蒙西調(diào)頻補償總額從月均7000多萬下降為3000萬左右，總盤子與華北電網(wǎng)相近。
（2）調(diào)度策略及政策的調(diào)整，造成補償單價及補償量雙跳水，是補償總額下降的直接因素，單個項目補償額也同步下跌。
（3）2019年年底開始，已投運儲能項目運行情況并不理想。
（4）2020年6月發(fā)布的新的實施細則（試行），與2019年的情況相比，將有利于儲能聯(lián)合火電調(diào)頻項目的開展。
2020年6月18日，華北能監(jiān)局發(fā)布了《蒙西電力市場調(diào)頻、備用輔助服務(wù)交易實施細則（試行）》，新的市場規(guī)則將如何影響調(diào)頻輔助服務(wù)市場？儲能項目的未來前景如何？
本文對調(diào)頻輔助服務(wù)市場運行情況進行了數(shù)據(jù)分析，并比較了新的實施細則與現(xiàn)有政策的主要變化，探討未來儲能項目的應(yīng)用前景。
一
蒙西電網(wǎng)AGC輔助服務(wù)市場運行情況
目前，蒙西電網(wǎng)還是依照老版的《內(nèi)蒙古電網(wǎng)并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細則（試行）》的相關(guān)規(guī)定對調(diào)頻輔助服務(wù)計算補償。
2017年，蒙西電網(wǎng)的AGC補償額突然竄至7000萬，甚至8000萬以上，并在2018年的大部分時間維持在6000萬左右的高位，從而導(dǎo)致這一市場吸引了大量儲能投資商的目光。
截至2020年上半年，對外公布的儲能聯(lián)合調(diào)頻項目已達13個，其中投運3個，即將投運2個。
2019年11月，由于政策的微調(diào)和調(diào)度調(diào)用策略的調(diào)整，蒙西電網(wǎng)的AGC輔助服務(wù)突然降至2700萬，并持續(xù)保持在這一水平左右，近幾個月的補償平均值與2019年處于運行高位時的各月份補償平均值相比，降幅高達66%。
蒙西電網(wǎng)AGC輔助服務(wù)的市場運行情況以及儲能項目情況如下。
（1）補償總額降至3000萬元/月左右，與華北、山西市場總盤子趨近
2019年11月，蒙西電網(wǎng)的AGC月度補償總額大幅跳水，相對于2019年7月的7925萬元，跌為2778萬元，跌幅65%。造成這一結(jié)果主要有兩個原因：
1） 補償標準降低，從5.6元/MW左右降至4.2元/MW左右，價格下降了25%；
2） 調(diào)度的調(diào)用習慣改變，調(diào)用次數(shù)減少，指令深度減少，從而導(dǎo)致具體的項目運行中總調(diào)節(jié)里程減少了三分之一以上。
在沒有真正的電力市場之前，AGC輔助服務(wù)說到底，還是能源管理部門說了算的政策型市場，變化瞬息間。
（2）排名較前的電廠，月度補償額位于200萬元左右，與蒙西電網(wǎng)總補償額變化趨勢一致
有志進入蒙西AGC市場的投資商，可以參考這一數(shù)值，如果儲能調(diào)節(jié)效果好，在電網(wǎng)中性能數(shù)一數(shù)二，那么這個數(shù)基本上可以作為可獲得的補償參考。
（3）已投運儲能項目2019年底-2020年2月，整體獲得補償情況不理想
目前蒙西電網(wǎng)處于投運狀態(tài)的儲能聯(lián)合火電調(diào)頻項目為 ：蒙能電廠、新豐電廠、準大電廠。他們的收益情況如下表。
從數(shù)據(jù)上看，杭錦電廠似乎2019年11月-2020年2月間，并未投運，新豐和準大在同一時期，獲得補償情況也不理想。
以2019年01月到2019年07月的補償額做參考，杭錦、新豐、準大三個電廠月平均補償額分別為313萬元，334萬元，183萬元。
2019年11月后，假設(shè)仍能按之前狀態(tài)正常投運，則政策及調(diào)度的調(diào)整將使補償額下降50%以上，以50%考慮，假設(shè)仍能按照2019年上半年的情況正常投運項目，可參考的月度補償額為157萬元，167萬元，91.5萬元。
假設(shè)：
√ 項目總投資成本8元/Wh，總投資成本3600萬元；
里程收益電廠：儲能=3:7；
√ 全年投運300天（10個月）；
√ 粗略計算不考慮運維費用、損耗電費、以及保底費用；
√ 分別以調(diào)整前（2019年11月之前），以及調(diào)整后的補償額為參考。
計算得杭錦、新豐、準大三個電廠的靜態(tài)投資回收期如下表。
雖然目前不如早期暴利，但如果能正常投運，儲能聯(lián)合火電調(diào)頻項目的投資回收期還是非常具有吸引力的。
但看具體項目數(shù)據(jù)（比如杭錦），接連幾個月的不投用儲能，將大大影響項目的實際投資回收期。是否真的像看起來那么美好，需要具體分析。
二
蒙西電網(wǎng)儲能聯(lián)合火電調(diào)頻前景
結(jié)合2020年6月18日華北能監(jiān)局發(fā)布的《蒙西電力市場調(diào)頻、備用輔助服務(wù)交易實施細則（試行）》，總體看來會利于儲能聯(lián)合火電調(diào)頻項目的開展。
（1）補償單價上漲
2019年11月至今，補償單價為固定價格4.2元左右，新細則下，市場采用競價方式?jīng)Q定結(jié)算價格，報價范圍6-15元/MW，因此即使每次出清都為最低價6元/MW，實際上還是上漲了，最低漲幅42.9%。
在其他條件（調(diào)節(jié)深度、調(diào)節(jié)性能）不變的情況下，新的實施細則會提高調(diào)頻輔助服務(wù)的收益，有利于儲能聯(lián)合火電調(diào)頻項目的開展。
（2）競價參與市場
機組報價后，根據(jù)性能將對原始報價進行排序：
排序價格=機組報價/歸一化指標
歸一化指標=機組性能/全網(wǎng)最佳機組性能
因此，性能差的機組的報價會被放大，從而處于不利的競爭地位。
儲能聯(lián)合火電調(diào)頻機組，正常來說性能領(lǐng)先，因此能在競價中獲得價格優(yōu)勢，更容易中標。原規(guī)則中，調(diào)頻機組是由調(diào)度決定的。
對于蒙西電網(wǎng)來說，每天需求的調(diào)頻機組數(shù)量大概在20-30之間，以目前投用的儲能聯(lián)合火電調(diào)頻機組數(shù)量來看，新的規(guī)則下，儲能聯(lián)合火電機組的性能優(yōu)異，競爭具有優(yōu)勢，基本能保證提供調(diào)頻服務(wù)。
（3）可同時參與調(diào)頻市場和現(xiàn)貨電能量市場
可同時作為調(diào)頻市場和現(xiàn)貨電能量市場的市場主體，可獲得調(diào)頻容量及調(diào)頻里程補償。
這是與2019年發(fā)布的現(xiàn)貨市場的相關(guān)規(guī)定（含調(diào)頻相關(guān)規(guī)定）的征求意見稿最大的區(qū)別。
2019年的相關(guān)規(guī)定中，調(diào)頻與電力現(xiàn)貨只能二選一，由電廠自主選擇。這顯然會影響電廠在投入儲能調(diào)頻時候的相關(guān)決策。
新的實施細則，一方面對參與調(diào)頻提供了容量補償，另一方面不限制調(diào)頻機組參與電能量現(xiàn)貨市場，顯然有利于火電聯(lián)合調(diào)頻項目的正常投用。
（4）調(diào)頻補償費用分攤主體增加
包括火電（燃煤、燃氣）、新能源（風電、光伏）等在內(nèi)的發(fā)電機組按實際發(fā)電量進行補償費用分攤。
將新能源、燃氣機組納入了分攤主體，可減少火電機組的分攤費用，實際上是增加了調(diào)頻提供者的凈收入（補償-分攤-考核）。
另外，2019年發(fā)布的《征求意見稿》中規(guī)定：中標機組不需要交補償分攤。這次發(fā)布的《細則》則取消了中標機組不需繳納分攤費用這一規(guī)定。
顯然這一規(guī)定照顧了性能較差不能提供調(diào)頻服務(wù)的機組，避免其分攤過重。而對于儲能聯(lián)合火電調(diào)頻項目來說，原本期望出現(xiàn)的另一個收益點（節(jié)約的分攤費用），并不會出現(xiàn)。
附：蒙西儲能聯(lián)合火電機組調(diào)頻項目列表。
