编者按：蒙西储能市场历经风雨，自新版细则落定后，蒙西储能市场开始有所回升，招标信息陆续传出，投资模式极具借鉴意义。

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。

原标题：蒙西储能市场历经风雨，投资模式极具借鉴意义