写在前面的关键点
（1）蒙西调频补偿总额从月均7000多万下降为3000万左右，总盘子与华北电网相近。
（2）调度策略及政策的调整，造成补偿单价及补偿量双跳水，是补偿总额下降的直接因素，单个项目补偿额也同步下跌。
（3）2019年年底开始，已投运储能项目运行情况并不理想。
（4）2020年6月发布的新的实施细则（试行），与2019年的情况相比，将有利于储能联合火电调频项目的开展。
2020年6月18日，华北能监局发布了《蒙西电力市场调频、备用辅助服务交易实施细则（试行）》，新的市场规则将如何影响调频辅助服务市场？储能项目的未来前景如何？
本文对调频辅助服务市场运行情况进行了数据分析，并比较了新的实施细则与现有政策的主要变化，探讨未来储能项目的应用前景。
一、蒙西电网AGC辅助服务市场运行情况
目前，蒙西电网还是依照老版的《内蒙古电网并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》的相关规定对调频辅助服务计算补偿。
2017年，蒙西电网的AGC补偿额突然窜至7000万，甚至8000万以上，并在2018年的大部分时间维持在6000万左右的高位，从而导致这一市场吸引了大量储能投资商的目光。
截至2020年上半年，对外公布的储能联合调频项目已达13个，其中投运3个，即将投运2个。
2019年11月，由于政策的微调和调度调用策略的调整，蒙西电网的AGC辅助服务突然降至2700万，并持续保持在这一水平左右，近几个月的补偿平均值与2019年处于运行高位时的各月份补偿平均值相比，降幅高达66%。
蒙西电网AGC辅助服务的市场运行情况以及储能项目情况如下。
（1）补偿总额降至3000万元/月左右，与华北、山西市场总盘子趋近
2019年11月，蒙西电网的AGC月度补偿总额大幅跳水，相对于2019年7月的7925万元，跌为2778万元，跌幅65%。造成这一结果主要有两个原因：
1） 补偿标准降低，从5.6元/MW左右降至4.2元/MW左右，价格下降了25%；
2） 调度的调用习惯改变，调用次数减少，指令深度减少，从而导致具体的项目运行中总调节里程减少了三分之一以上。
在没有真正的电力市场之前，AGC辅助服务说到底，还是能源管理部门说了算的政策型市场，变化瞬息间。
（2）排名较前的电厂，月度补偿额位于200万元左右，与蒙西电网总补偿额变化趋势一致
有志进入蒙西AGC市场的投资商，可以参考这一数值，如果储能调节效果好，在电网中性能数一数二，那么这个数基本上可以作为可获得的补偿参考。
（3）已投运储能项目2019年底-2020年2月，整体获得补偿情况不理想
目前蒙西电网处于投运状态的储能联合火电调频项目为 ：蒙能电厂、新丰电厂、准大电厂。他们的收益情况如下表。
从数据上看，杭锦电厂似乎2019年11月-2020年2月间，并未投运，新丰和准大在同一时期，获得补偿情况也不理想。
以2019年01月到2019年07月的补偿额做参考，杭锦、新丰、准大三个电厂月平均补偿额分别为313万元，334万元，183万元。
2019年11月后，假设仍能按之前状态正常投运，则政策及调度的调整将使补偿额下降50%以上，以50%考虑，假设仍能按照2019年上半年的情况正常投运项目，可参考的月度补偿额为157万元，167万元，91.5万元。
假设：
√ 项目总投资成本8元/Wh，总投资成本3600万元；
里程收益电厂：储能=3:7；
√ 全年投运300天（10个月）；
√ 粗略计算不考虑运维费用、损耗电费、以及保底费用；
√ 分别以调整前（2019年11月之前），以及调整后的补偿额为参考。
计算得杭锦、新丰、准大三个电厂的静态投资回收期如下表。
虽然目前不如早期暴利，但如果能正常投运，储能联合火电调频项目的投资回收期还是非常具有吸引力的。
但看具体项目数据（比如杭锦），接连几个月的不投用储能，将大大影响项目的实际投资回收期。是否真的像看起来那么美好，需要具体分析。
二、蒙西电网储能联合火电调频前景
结合2020年6月18日华北能监局发布的《蒙西电力市场调频、备用辅助服务交易实施细则（试行）》，总体看来会利于储能联合火电调频项目的开展。
（1）补偿单价上涨
2019年11月至今，补偿单价为固定价格4.2元左右，新细则下，市场采用竞价方式决定结算价格，报价范围6-15元/MW，因此即使每次出清都为最低价6元/MW，实际上还是上涨了，最低涨幅42.9%。
其他条件（调节深度、调节性能）不变的情况下，新的实施细则会提高调频辅助服务的收益，有利于储能联合火电调频项目的开展。
（2）竞价参与市场
机组报价后，根据性能将对原始报价进行排序：
排序价格=机组报价/归一化指标
归一化指标=机组性能/全网最佳机组性能
因此，性能差的机组的报价会被放大，从而处于不利的竞争地位。
储能联合火电调频机组，正常来说性能领先，因此能在竞价中获得价格优势，更容易中标。原规则中，调频机组是由调度决定的。
对于蒙西电网来说，每天需求的调频机组数量大概在20-30之间，以目前投用的储能联合火电调频机组数量来看，新的规则下，储能联合火电机组的性能优异，竞争具有优势，基本能保证提供调频服务。
（3）可同时参与调频市场和现货电能量市场
可同时作为调频市场和现货电能量市场的市场主体，可获得调频容量及调频里程补偿。
这是与2019年发布的现货市场的相关规定（含调频相关规定）的征求意见稿最大的区别。
2019年的相关规定中，调频与电力现货只能二选一，由电厂自主选择。这显然会影响电厂在投入储能调频时候的相关决策。
新的实施细则，一方面对参与调频提供了容量补偿，另一方面不限制调频机组参与电能量现货市场，显然有利于火电联合调频项目的正常投用。
（4）调频补偿费用分摊主体增加
包括火电（燃煤、燃气）、新能源（风电、光伏）等在内的发电机组按实际发电量进行补偿费用分摊。
将新能源、燃气机组纳入了分摊主体，可减少火电机组的分摊费用，实际上是增加了调频提供者的净收入（补偿-分摊-考核）。
另外，2019年发布的《征求意见稿》中规定：中标机组不需要交补偿分摊。这次发布的《细则》则取消了中标机组不需缴纳分摊费用这一规定。
显然这一规定照顾了性能较差不能提供调频服务的机组，避免其分摊过重。而对于储能联合火电调频项目来说，原本期望出现的另一个收益点（节约的分摊费用），并不会出现。
附：蒙西储能联合火电机组调频项目列表。
（作者：王小争）
注：本文章转载自 储能与电力市场，不代表本网观点立场。
