山西调频辅助服务补偿不断下降，现货市场下不确定性增加

山西调频辅助服务市场一度是国内最火热的储能调频市场，吸引了大量资本进入投资储能联合火电调频项目，在2018年底，山西省对外宣布（含已签约、在建、投运）的项目就达到了10个之多，但随后2019年至今，几乎没有新项目进入。

一方面山西省能监办在2017年底出台了相关政策，对管理区域内的储能电站总数量进行了限制，另一方面，断崖式下降的价格及补偿额，也影响着投资者的投资决策。

中国的AGC调频辅助服务市场，其实并不是一个真正的市场，价格并不完全由市场决定，政策的变动对补偿量影响巨大，用图说话，见下。

2018年，山西省AGC辅助服务补偿额有一个断崖式的下降，这年1月，山西省辅助服务的定价由15元/MW的固定价格，变更为由市场竞价决定，参与主体在5-10元/MW之间报价，竞争提供调频服务。

出清规则中，机组的原始报价要根据性能指标进行一次调整，形成在市场中竞争的排序价格，按照排序价格进行市场出清，但最终的结算价格却不是市场出清时的边际机组的排序价格，而是该边际机组的原始报价，有点晕的可以看下面图。

在机组报价调整的过程中，有个基本的原则是，性能指标越低的机组，排序价格会越高于自身报价（例如报价为5元/MW，经调整后的排序价为10元/MW），从而在市场中的竞争力被削弱。因此为了可以在市场中提供服务，性能较差的机组往往会提交较低的报价。竞价数据显示，大部分时段市场出清机组的调频性能都很低，实际上是低性能机组决定了市场的结算价格，而这类机组报价往往为5元/MW。2018年的竞价过程中，经过前几个月试探，最终大部分月份，结算价格都位于5元/MW。这样的结算价格下，实际上将市场的总补偿降低到了没竞价前的三分之一左右。

2019年，山西的结算价格又进行了一次微调，所有被选中的机组，可以根据自己的报价进行结算（结算价格不再统一），目前不同的机组结算价格大概位于5-7元/MW之间（以5元/MW为主），但与15元/MW的价格也相去甚远，储能调频的盈利已经不再是刚进入时的暴利时代了。

山西已经拥有10个储能火电联合调频项目（投运或对外明确宣布），根据公开的消息，在2019年及2019年之前宣布投运的项目，2019年的AGC辅助服务补偿（收益）情况如下表。

从数据上看，晋能阳光电厂、京能京玉电厂储能设备应该一直处于停运状态，同达电厂储能设备投用情况应该也不乐观，所得补偿额与其他电厂相差甚远。

晋能长治热电厂、山西国电控股兆光电厂、中煤平朔电厂、华电广宇电厂从数据上看储能设备应该处于正常投运状态。这几个电厂储能装机容量均为9MW/4.5MWh，按照3500万左右的投资成本计算，假设这几个项目储能方和电厂方收益分成为3:7，计算得这四个储能项目的静态回收期均可在3年以内。

目前山西的补偿总额已经大为下降，但如果能保证储能系统投运正常，不出现停运（如京玉、阳光项目）的情况，在山西运营调频储能项目，还是非常具有吸引力的。

尽管依据2019年的项目运行数据，储能调频项目运营得当在山西还具有很强的吸引力，但2019年9月开始的现货市场结算试运行，给储能调频项目的未来增加了不确定性。

目前现货市场下，调频竞价的报价范围调整为5元/MW-15元/MW，理论上给了更好的价格空间。

另外，由于机组更多的参与电力现货市场竞争，导致调频资源紧缺，调频出清价格有可能提高。例如5月11日出现了10.49元/MW的边际排序价格，调频性能领先的机组（包括储能联合火电调频机组）完全有可能报出10元/MW的报价，从而按10元/MW结算。

如果大部分电厂更注重参与电能量市场，那必然会减少调频的申报容量，从而有可能导致调频资源紧缺，市场出清价格提高，进而提高结算价格，参与调频的机组可获得更多的调频补偿。但同时也可能存在由于申报容量减少而导致调频里程减少的情况发生，由于最终的补偿是由结算价格、调频里程、调节性能共同决定，因此，得到的补偿量最终是升高还是降低，不能完全确定。

现货市场规则规定，由于调频造成的超发、少发电量，可按实际出力所在发电段的报价与节点电价的差，每15分钟进行补偿，规则如下图。

一方面，投入调频，超发和少发电量可以获得电费补偿，可能会提高机组参与调频的积极性，但电费收入并不计算进调频补偿的范围内，因此储能调频项目的运营方并不能得到这部分收益，相反为了中标调频市场，机组可能报出较低的调频报价，从而降低了调频的补偿收益。

另一方面，目前现货市场试运行过程中，在夜间低谷时段，机组基本上都是0元报价以保证不停机，这种情况下，即使调频导致了电量的变化，但由于补偿的电费远低于发电的成本，即每多发一度电便多亏本一度电，因此机组投入调频的积极性反而可能降低。

现货市场下，在发电和调频，甚至在调峰服务之间如何平衡获取最大收益，是未来电厂运行过程中需要考虑的问题。但由于储能调频项目依附机组运行，机组方从自身利益的最大化角度去考虑全盘策略的情况下，有可能会损失调频这一业务的收益，而电费增收、调峰等方面的收益并不会分享给储能运营方，因此，在电力现货市场下，未来储能调频电站的收益不确定性大大增加。