中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：內(nèi)蒙古是我國(guó)第一能源大省，也是我國(guó)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(jì)裝機(jī)容量1767.6萬千瓦。同時(shí)，內(nèi)蒙古風(fēng)光大基地建設(shè)走在全國(guó)前列，預(yù)計(jì)2030年大基地裝機(jī)總量1.55億千瓦，可同時(shí)滿足14個(gè)上海市、19個(gè)北京市的峰值用電需求。近日，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布的《獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則（暫行）》對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能的定義和功能定位、應(yīng)用場(chǎng)景、項(xiàng)目布局、市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制、容量補(bǔ)償和共享租賃機(jī)制等方面做出了相關(guān)要求。文件規(guī)定，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目享受容量補(bǔ)償，蒙西獨(dú)立儲(chǔ)能還可通過參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得收益。在此背景下，蒙西電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性如何？
本文經(jīng)測(cè)算發(fā)現(xiàn)，蒙西地區(qū)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)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(dú)立新型儲(chǔ)能電站項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則（暫行）》指出，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站和電源側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站在正常運(yùn)行方式下作為獨(dú)立市場(chǎng)主體，按市場(chǎng)規(guī)則參與電力市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)交易，自主申報(bào)充放電計(jì)劃。故目前“容量補(bǔ)償+現(xiàn)貨市場(chǎng)+輔助服務(wù)”已經(jīng)成為蒙西電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能較為確定的盈利模式?，F(xiàn)蒙西電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能盈利模式包括：1.容量補(bǔ)償（電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目享容量補(bǔ)償，電源側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能可參與容量租賃）；2.現(xiàn)貨市場(chǎng)套利；3.輔助服務(wù)市場(chǎng)（包括調(diào)頻輔助服務(wù)、備用輔助服務(wù)）。
1.1容量補(bǔ)償
《獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則（暫行）》規(guī)定：納入示范項(xiàng)目的電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站享受容量補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按放電量計(jì)算，補(bǔ)償上限暫按0.35元/千瓦時(shí)，補(bǔ)償期暫按10年考慮；補(bǔ)償所需資金暫由發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分?jǐn)偅ú话ǚ稚⑹椒植际诫娫础⒐夥鲐氹娬荆?，電網(wǎng)企業(yè)按月測(cè)算補(bǔ)償資金規(guī)模和各發(fā)電側(cè)電源企業(yè)分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)。以100MW/400MWh電站（內(nèi)蒙古電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)不低于4h）粗略測(cè)算，單日放電量以額定容量的60%計(jì)，年運(yùn)行260天，則年容量補(bǔ)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(chǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)交易實(shí)施細(xì)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(bǔ)償、調(diào)頻里程補(bǔ)償兩部分。計(jì)算方式如下：
a.調(diào)頻容量補(bǔ)償：中標(biāo)的 AGC 單元容量補(bǔ)償按日統(tǒng)計(jì)，按月結(jié)算，AGC 單元日容量補(bǔ)償=時(shí)段調(diào)頻容量*補(bǔ)償價(jià)格（初期暫時(shí)按照60元/MW）*時(shí)段數(shù)量；
b.調(diào)頻里程補(bǔ)償：AGC 單元的調(diào)頻里程補(bǔ)償按日統(tǒng)計(jì)、按月進(jìn)行結(jié)算，計(jì)算公式：AGC單元調(diào)頻里程補(bǔ)償=交易時(shí)段t內(nèi)的調(diào)節(jié)里程*（調(diào)頻綜合性能指標(biāo)）^（1/2）*調(diào)頻里程出清價(jià)格。其中，調(diào)頻里程出清價(jià)格范圍為2-12元/MW；綜合性能指標(biāo)KPij=K1ij*k2ij*K3ij,，分別對(duì)AGC單元的調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)偏差量、響應(yīng)時(shí)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(biāo)最大可達(dá)20,但實(shí)際運(yùn)行中，調(diào)頻中標(biāo)機(jī)組平均綜合性能指標(biāo)在3到4之間，最高調(diào)頻綜合性能未超過10，故本次測(cè)算K值取4。
（2）備用輔助服務(wù)：《蒙西電力市場(chǎng)備用輔助服務(wù)交易實(shí)施細(xì)則》指出，滿足備用性能測(cè)試的市場(chǎng)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(chǎng)獨(dú)立于電能量市場(chǎng)進(jìn)行。市場(chǎng)主體參與收益=中標(biāo)備用容量*日內(nèi)出清價(jià)格。出于實(shí)際需求問題，本次測(cè)算暫不考慮備用輔助服務(wù)收益。
1.3電力現(xiàn)貨市場(chǎng)
《獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則（暫行）》指出，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能可參與蒙西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，充放電電量電價(jià)按相關(guān)市場(chǎng)價(jià)格執(zhí)行。獨(dú)立儲(chǔ)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(jià)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(jì)，內(nèi)蒙古電力現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差率相對(duì)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(chǎng)試運(yùn)行以來，發(fā)電側(cè)最高出清價(jià)格達(dá)到每千瓦時(shí)1.71元，高峰時(shí)段平均出清電價(jià)每千瓦時(shí)0.64元，分別較燃煤基準(zhǔn)電價(jià)上漲504.5%和126.4%，峰谷價(jià)差平均值752.15元/兆瓦時(shí)，日最大峰谷價(jià)差1549.86元/兆瓦時(shí)。
故電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格計(jì)算方式如下：
放電收入=放電電價(jià)x放電電量；充電成本=充電電價(jià)x充電電量；損耗成本= 損耗電量*(輸配電價(jià)+政府性基金及附加）(蒙西電網(wǎng)現(xiàn)行輸配電價(jià)和政府性基金及附加標(biāo)準(zhǔn):輸配電價(jià)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(cè)算
2.1核心假設(shè)
2.2測(cè)算結(jié)果
經(jīng)測(cè)算，蒙西100MW/400MWh獨(dú)立儲(chǔ)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(xiàng)目IRR理論值為5.5%。
表 部分年份測(cè)算結(jié)果（非完整項(xiàng)目）
數(shù)據(jù)來源：EESA
三、分析與結(jié)論
蒙西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差明顯且較高，故現(xiàn)貨市場(chǎng)套利在蒙西電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能收益中占比最高，為65%；容量補(bǔ)償明確年限為10年，本文在測(cè)算中對(duì)11-20年運(yùn)營(yíng)期容量補(bǔ)償作減半處理，合計(jì)占比為19%；調(diào)頻收益占比最低，為16%。
據(jù)蘭木達(dá)數(shù)據(jù)，2023年9月蒙西（呼包東、呼包西）月均峰谷價(jià)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(dú)立儲(chǔ)能盈利模式分析見往期文章），蒙西獨(dú)立儲(chǔ)能收益對(duì)容量補(bǔ)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(kù)
首先，容量補(bǔ)償收益受政策影極大。目前政策明確的補(bǔ)償期限為10年，后續(xù)運(yùn)營(yíng)周期收益不確定性較高，若后十年補(bǔ)償金額為0，則項(xiàng)目IRR下降為4.52%，回收期拉長(zhǎng)兩年。
其次，長(zhǎng)期來看，AGC調(diào)頻補(bǔ)償規(guī)模呈下降趨勢(shì)。2021年華北能監(jiān)局對(duì)蒙西原調(diào)頻市場(chǎng)規(guī)則進(jìn)行調(diào)整，將“AGC單元調(diào)頻里程補(bǔ)償=交易時(shí)段t內(nèi)的調(diào)節(jié)里程*調(diào)頻綜合性能指標(biāo)*調(diào)頻里程出清價(jià)格”中調(diào)頻綜合性能指標(biāo)作開根號(hào)處理，意在降低補(bǔ)償規(guī)模，保證合理收益。不過，調(diào)頻收益受到性能指標(biāo)影響依然較大，經(jīng)模擬運(yùn)算發(fā)現(xiàn)當(dāng)調(diào)頻綜合性能指標(biāo)上升為20，出清價(jià)格為12元/MW時(shí)，年調(diào)頻收益為3585萬元，上升為原來的2.6被，項(xiàng)目IRR上升為10%，經(jīng)濟(jì)性大幅提升。而當(dāng)K值下降為2，出清價(jià)格下降為2元/MW時(shí)，調(diào)頻年收益將大幅降低，項(xiàng)目IRR變?yōu)?.8%，不再具備經(jīng)濟(jì)性。
最后，現(xiàn)貨市場(chǎng)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(guó)首批八個(gè)現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)之一，現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行已較為平穩(wěn)，峰谷價(jià)差較大，已可為獨(dú)立儲(chǔ)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(cuò)配將更為明顯，現(xiàn)貨市場(chǎng)在電力需求調(diào)節(jié)的重要作用愈加凸顯，預(yù)計(jì)未來現(xiàn)貨收益可進(jìn)一步擴(kuò)大。
注：
1，本文測(cè)算IRR為項(xiàng)目IRR。
2，獨(dú)立儲(chǔ)能收益受政策、市場(chǎng)影響較大，測(cè)算僅供參考。
