绿电系列10——辅助服务已打开储能商业空间
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昨天和大家分享了绿电系列的第九部分:储能参与电力现货市场迎机遇
今天和大家分享第十部分:辅助服务已打开储能商业空间
由于现阶段大部分的风光发电与居民用户依然由电网调度保障运行,因此,绝大部分调节需求实际上都进入到了辅助服务里面。目前,参与辅助服务是储能等灵活性资源最主要的商业模式。
辅助服务有固定补偿和市场化补偿两种形式,固定补偿一般按照各省电力辅助服务管理实施细则等规则中规定的标准获取收益,而市场化补偿按照地区辅助服务市场运营规则获取市场化收益。
根据国家能源局《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61 号),辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务、事故及应急恢复服务三类。其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等品种,占据辅助服务费用绝大部分的份额,是最为主要的辅助服务品种。电力市场化改革也是重点针对有功平衡服务开展。

1、储能参与辅助服务补偿经济性初显,抽水蓄能优势巨大(以南方为例)
2022 年 6 月 13 日,国家能源局南方监管局发布了新版《南方区域电力并网运行管理实施细则》和《南方区域电力辅助服务管理实施细则》系列规则。其中,附件 5 《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》中规定:“独立储能电站进入充电状态时,对其充电电量进行补偿,具体补偿标准 8×R5(元/兆瓦时)”。
根据南方 5 省的 R5 取值,广东省独立储能电站调峰充电电量补偿标准实际已经达到了 0.792 元/千瓦时,云南、贵州标准也已破 0.6 元/千瓦时,达到了某些电化学储能成本的下限,经济性初显。
南方区域新型独立储能调峰充电电量补偿标准:

对于抽水储能,目前仍按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633 号)执行两部制电价,但文件中也明确提出“鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制,20%由抽水蓄能电站分享,80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。”
我们假设抽水蓄能也与新型独立储能电站一样参与广东省的辅助服务补偿机制, 那么它和两部制电价收入差别有多大呢?
根据文山电力《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书(草案)》,南网双调抽蓄电站共计产生营业收入 33.105 亿元,假设容量电价占比 95%并且各站容量电价水平一致,则广东省内的 4 座抽蓄电站的容量电价收入合计为 29.055 亿元。
南网双调 5 座抽蓄电站 2020-2021 年运营数据:

我们再假设这 29.055 亿元并非出自容量电价,而是全部为现货市场低买高卖形 成的电量电费收入。根据《交易报告书(草案)》,电量电费=上网电量*上网电价-抽水电量*抽水电价,2021 年 4 座抽蓄电站上网电量共计 766249 万千瓦时,抽水电量共计 952461 万千瓦时,则在假设的不同的平均抽水电价水平下,产生 29.055 亿元需要的平均上网电价分别如下。综合来看,所需套利价差为 0.4-0.5 元/千瓦时。
南网双调广东 4 座抽蓄电站等效抽发电价水平:

在公平前提下,假设 2021 年 4 座抽蓄电站按照广东省独立储能电站调峰充电电 量补偿标准 0.792 元/千瓦时执行,则 4 座电站应产生收入为 952461 万千瓦时*0.792 元/千瓦时=75.435 亿元,比 2021 年 5 座抽蓄电站实际收入 33.105 亿元高出 127.8%。
原因也很简单,即补偿的价差 0.792 元/千瓦时已经超过了隐含的价差 0.4-0.5 元/千瓦时。
根据前文广东省电力现货市场的价格分析,过去 200 天的现货市场高低价的平均价差目前最大为 0.7319 元/千瓦时,也是超过了隐含的价差。需要注意的是,4 座电站的 2021 年抽发电量已经被实际调用,因此也不存在现货市场能不能成交的问题。
上述计算是将所有抽发电量都作为调峰电量,当然,实际上肯定不会全部是调峰电量,还有小部分调频电量。
按照《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》,调频动作电量的补偿标准如下(忽略调节容量和电量补偿),我们不难发现,调频动作合格的情况下,调频电量补偿标准远高于调峰,只会更加提高收入。
南方区域调频电量补偿标准高于调峰电量:

综上,在目前辅助服务补偿费用调高的趋势下,对于抽水蓄能而言,如果可以公平地参与辅助服务拿补偿或者参与电力现货市场,其效益或许已经超过仅拿容量电价的机制。
未来随着绿电等波动性、刚性源荷进一步加大渗透,调频调峰的需求只增不减,其价格将涨至使更多的储能项目达到经济平衡点,而成本几乎不变的抽水蓄能将会有更大的收益空间。
公平机制下广东 2021 年在运的 4 座抽蓄电站电量电价模式收入更高:

绿电系列的第十部分的内容就分享到这里,明天和大家分享第十一部分的内容:现货市场与有功辅助服务的本质区别
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