中国储能网讯：内蒙古是我国第一能源大省，也是我国第一电力供应大省。内蒙风光资源极为丰富，截至6月底，光伏发电站累计装机容量1767.6万千瓦。同时，内蒙古风光大基地建设走在全国前列，预计2030年大基地装机总量1.55亿千瓦，可同时满足14个上海市、19个北京市的峰值用电需求。近日，内蒙古能源局发布的《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》对独立储能的定义和功能定位、应用场景、项目布局、市场价格机制、容量补偿和共享租赁机制等方面做出了相关要求。文件规定，电网侧独立储能示范项目享受容量补偿，蒙西独立储能还可通过参与电力现货市场和电力辅助服务市场获得收益。在此背景下，蒙西电网侧独立储能经济性如何？
本文经测算发现，蒙西地区电网侧独立储能项目IRR理论值为5.5%，需16年收回成本。
一、盈利模式
内蒙古11月发布的《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》指出，电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站在正常运行方式下作为独立市场主体，按市场规则参与电力市场和辅助服务市场交易，自主申报充放电计划。故目前“容量补偿+现货市场+辅助服务”已经成为蒙西电网侧独立储能较为确定的盈利模式。现蒙西电网侧独立储能盈利模式包括：1.容量补偿（电网侧独立储能示范项目享容量补偿，电源侧独立储能可参与容量租赁）；2.现货市场套利；3.辅助服务市场（包括调频辅助服务、备用辅助服务）。
1.1容量补偿
《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》规定：纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元/千瓦时，补偿期暂按10年考虑；补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站），电网企业按月测算补偿资金规模和各发电侧电源企业分摊标准。以100MW/400MWh电站（内蒙古电网侧独立储能时长不低于4h）粗略测算，单日放电量以额定容量的60%计，年运行260天，则年容量补偿金额约超2000万元。
1.2 辅助服务
（1）调频辅助服务：根据《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则》，发电主体可参与二次调频获得收益。AGC单元参与调节的收益分为调频容量补偿、调频里程补偿两部分。计算方式如下：
a.调频容量补偿：中标的 AGC 单元容量补偿按日统计，按月结算，AGC 单元日容量补偿=时段调频容量*补偿价格（初期暂时按照60元/MW）*时段数量；
b.调频里程补偿：AGC 单元的调频里程补偿按日统计、按月进行结算，计算公式：AGC单元调频里程补偿=交易时段t内的调节里程*（调频综合性能指标）^（1/2）*调频里程出清价格。其中，调频里程出清价格范围为2-12元/MW；综合性能指标KPij=K1ij*k2ij*K3ij,，分别对AGC单元的调节速率、调节偏差量、响应时间作出了相应规定，K1设上限5，调频综合性能指标最大可达20,但实际运行中，调频中标机组平均综合性能指标在3到4之间，最高调频综合性能未超过10，故本次测算K值取4。
（2）备用辅助服务：《蒙西电力市场备用辅助服务交易实施细则》指出，满足备用性能测试的市场主体可参与备用辅助服务并获得相应收益，备用辅助服务市场独立于电能量市场进行。市场主体参与收益=中标备用容量*日内出清价格。出于实际需求问题，本次测算暂不考虑备用辅助服务收益。
1.3电力现货市场
《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》指出，电网侧独立储能可参与蒙西电力现货市场，充放电电量电价按相关市场价格执行。独立储能电站向电网送电的，相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，但由系统效率导致损耗成本需考虑在内。据Lambda统计，内蒙古电力现货市场峰谷价差率相对较高，超过70%，可获得较为可观的套利收益。据电联新媒数据，蒙西市场试运行以来，发电侧最高出清价格达到每千瓦时1.71元，高峰时段平均出清电价每千瓦时0.64元，分别较燃煤基准电价上涨504.5%和126.4%，峰谷价差平均值752.15元/兆瓦时，日最大峰谷价差1549.86元/兆瓦时。
故电力现货市场价格计算方式如下：
放电收入=放电电价x放电电量；充电成本=充电电价x充电电量；损耗成本= 损耗电量*(输配电价+政府性基金及附加）(蒙西电网现行输配电价和政府性基金及附加标准:输配电价0.0455元/kWh；政府性基金及附加0.022425元/kWh)；套利收入=放电收入-充电支出-损耗成本。
二、收益测算
2.1核心假设
2.2测算结果
经测算，蒙西100MW/400MWh独立储能初始投资46,000万元，投资回收期16年，20年期净现值为10,398万元，项目IRR理论值为5.5%。
表 部分年份测算结果（非完整项目）
数据来源：EESA
三、分析与结论
蒙西电力现货市场峰谷价差明显且较高，故现货市场套利在蒙西电网侧独立储能收益中占比最高，为65%；容量补偿明确年限为10年，本文在测算中对11-20年运营期容量补偿作减半处理，合计占比为19%；调频收益占比最低，为16%。
据兰木达数据，2023年9月蒙西（呼包东、呼包西）月均峰谷价差0.8元/kWh以上，且峰谷差率高于除甘肃外的其他省份。因此，区别于山东山西（山西、山东独立储能盈利模式分析见往期文章），蒙西独立储能收益对容量补偿/容量租赁的依赖性不大，盈利灵活性较高。
数据来源：Lambda EESA数据库
首先，容量补偿收益受政策影极大。目前政策明确的补偿期限为10年，后续运营周期收益不确定性较高，若后十年补偿金额为0，则项目IRR下降为4.52%，回收期拉长两年。
其次，长期来看，AGC调频补偿规模呈下降趋势。2021年华北能监局对蒙西原调频市场规则进行调整，将“AGC单元调频里程补偿=交易时段t内的调节里程*调频综合性能指标*调频里程出清价格”中调频综合性能指标作开根号处理，意在降低补偿规模，保证合理收益。不过，调频收益受到性能指标影响依然较大，经模拟运算发现当调频综合性能指标上升为20，出清价格为12元/MW时，年调频收益为3585万元，上升为原来的2.6被，项目IRR上升为10%，经济性大幅提升。而当K值下降为2，出清价格下降为2元/MW时，调频年收益将大幅降低，项目IRR变为2.8%，不再具备经济性。
最后，现货市场套利收益受供需影响，未来盈利空间更大。一方面，蒙西是全国首批八个现货市场建设试点之一，现货市场运行已较为平稳，峰谷价差较大，已可为独立储能创造可观盈利。另一方面，随着蒙西地区新能源占比的加大，电力供需错配将更为明显，现货市场在电力需求调节的重要作用愈加凸显，预计未来现货收益可进一步扩大。
注：
1，本文测算IRR为项目IRR。
2，独立储能收益受政策、市场影响较大，测算仅供参考。
