蒙西储能市场历经风雨,投资模式极具借鉴意义

作者: | 发布日期: 2019 年 10 月 18 日 10:27 | 分类: 产业资讯

新版细则落定后,蒙西AGC储能调频市场重新升温,投资力量在风浪中陆续集结。

上半年一度沉寂的蒙西储能市场,近期又陆续传出招投标信息。

由于大规模风光储尚未开闸,蒙西储能的活跃赛道,是火电AGC储能调频市场。

进入十月,先后有两个AGC储能项目发布中标公告。先是10月2日,华润电力位于巴彦淖尔市磴口县的金牛煤电储能项目,由北京睿能世纪中标;再是10月7日,蒙能集团位于呼和浩特的金山热电储能项目,则由几家公司组成的联合体中标。

再往前几天,9月29日,华能集团位于蒙西区域的3个项目,又重新开启二次招标。而就在一个多月前,由于合格的投标者不足,导致这批项目首次招标以流标告终。

十一前后的这一波项目潮,跟华北能监局9月30日发布的蒙西电网“两个细则”修订版,在时间上有着巧合之处。

今年6月,华北能监局曾发布相关修订条款的征求意见稿。其中,在AGC调节性能补偿系数方面,征求意见稿要求将火电机组值取0.02小时降为0.01小时,水电机组值从0.01小时降为0.005小时。

蒙西市场AGC补偿为上网电价乘以日补偿电量,而日补偿电量又是日调节深度、调节性能和补偿系数三者的乘积。简单计算,若按照征求意见稿,蒙西AGC补偿在理论上将减少一半,可能从目前的5元/MW降至3元/MW以下。

在此冲击下,市场对蒙西AGC储能投资信心一度降至冰点,这也在一定程度上导致了今年8月华能蒙西3个项目出现了投标人数不足的流标情况。

有鉴于此,华北能监局在公开征求意见并充分考虑各方意见和建议基础上,采取了折中方案,最终形成了新的修订内容:即火电机组值取0.015小时,水电机组值取0.0075小时。相比征求意见稿,最终修订版在补偿系数上回调了50%。

“储能100人”据公开数据统计,截至目前,蒙西区域AGC储能项目已超过10家。不过,这其中只有杭锦、新丰、准大和上都四个项目进入到投运阶段。其中的上都项目,则因上都电厂属于京津唐直调,是参与京津唐而非蒙西电力辅助服务市场。内蒙古自治区纵贯中国北部,串起三北地区。由于历史成因,内蒙古在电网体系上被分为蒙东、蒙西两大区域。其中蒙东电网涵盖赤峰、通辽、兴安、呼伦贝尔四盟市,属国网公司,归口东北能监局管理;除这四盟市外,其余地区组成蒙西电网,属内蒙国资的内蒙古电力集团,由华北能监局进行业务管理。

今年五月,国家能源局曾发布2018年度全国电力辅助服务市场数据。单从调频服务来看,蒙西市场补偿总量达77227万元,这个数字不仅冠绝华北,在全国也独树一帜,比今年储能调频市场异常火热的广东还高出一倍多(32329万元)。2018华北区域分省(地区)电力辅助服务补偿分项费用情况。资料来源:国家能源局。

蒙西市场盘子尚未见顶,能够驱使投资动力的,关键还是在于投资回报。

由于全国AGC储能调频市场普遍采取合同能源管理的分成模式,建设资金由投资者筹措,收益则由储能投资商和电厂以不同比例分成,其中的调频收益,也是先到电厂,再按照约定的时间结算给投资者。显而易见,这种模式的主要风险,是由投资者承担。

市场起势之初,由于专注这个赛道的公司较少,电厂也乐意在不增加支出的情况下坐享调频收益,项目分成往往能够实现二八开或者三七开(投资者占多数)。但随着这块市场从山西向蒙西、华北和广东的扩散,新加入的竞争者也越来越多,手握项目的电厂拥有主导权,导致分成模式一再下探,投资回报期越来越长。也因回报不及以往,相应的质量和安全风险也随之而来,加上政策的摇摆不定,以至行业在短时间内有挤入死胡同的风险。

随着市场风险的逐步显露,许多电厂业主也意识到这个问题,以往的踩踏性分成模式也渐渐回调。以蒙西这批项目为例,由睿能世纪中标的磴口项目,双方达成的协议是十年周期内电厂分成31%,投资者分成69%,基本还是三七开的格局。作为中国AGC储能调频市场的开创者,睿能今年下半年重新加大了市场拓展力度,在山西、京津唐、华南和蒙西,都有新的项目启动。

此外,有消息称,华能蒙西的这几个项目,有望采取先覆盖全周期投资成本,按年折算给投资者后,再对余下收益进行分成的模式。如果按照这种分配机制,那么相比以往,投资者的收益就有了基础性保障。这对蒙西,乃至全国的AGC储能调频市场,都有着极具启发的借鉴意义。

来源: 胡不斐 储能100人

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