作为国内首个新能源综合示范区，宁夏今年迎来储能电站加速并网投运，总规模已位居全国第三，储能在促进新能源消纳和电力保供方面作用明显。但记者近日走访多个储能电站了解到，与火热的行业发展态势相比，一些储能项目收入来源单一，盈利水平不高，收益难以覆盖投资成本，影响企业投资热情。

新型储能高速增长

国家能源局7月31日发布的数据显示，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时，其中1-6月新投运的整体规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和，半年实现装机规模翻番，新型储能呈现高速增长态势。

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作为国内首个新能源综合示范区，自去年12月以来，宁夏迎来储能电站加速并网投运期。截至今年6月底，宁夏电网已有20座储能电站并网投运，并网容量达194.99万千瓦/390.22万千瓦时，总规模位居全国第三。国网宁夏电力发展部主网规划处处长田宏梁说，新型储能是性能优异的灵活性调节资源，具有电源和负荷双重属性，可有效缓解新能源消纳难题，并在用电高峰期起到“顶峰”作用，提升电网支撑能力，缓解保供压力。

在实际调用方面，宁夏储能电站整体运行良好。根据宁夏《关于加快促进储能健康有序发展的通知》，电网企业应与储能电站企业签订并网调度协议，在同等条件下确保优先调用储能设施，原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。记者在宁夏多个储能电站走访了解到，今年上半年宁夏各个储能电站参与调峰辅助服务的累计调用次数均超过了150次，部分电站月度调用率最高超过95%，储能电站参与调峰辅助服务的调用情况较好。

国网宁夏电力公司提供的数据显示，2023年上半年，每天新能源大发时段10-16时，储能最大充电电力124万千瓦，提升新能源利用率1.11%;负荷高峰时段放电，最大增加顶峰能力118万千瓦，占宁夏平均负荷的近1/10，储能累计充电量3.12亿千瓦时，累计放电量2.64亿千瓦时，平均转换效率85%，综合利用小时数476小时，储能月均调用次数达到25次，在促进新能源消纳和电力保供方面作用明显。

储能企业收益不及预期

相比于当前储能行业的热度，宁夏部分储能项目面临着盈利模式单一、收益水平不高甚至亏损的尴尬现状。

据了解，目前全国储能电站收益模式主要有容量租赁、辅助服务(调峰、顶峰、调频等)、现货市场、容量补偿等。山东、山西、甘肃等省份开设了容量租赁和调峰辅助服务市场，电力现货市场推进较快。宁夏独立储能电站的盈利模式以“储能容量租赁+调峰辅助服务”收入为主。

记者在宁夏多个储能电站走访了解到，上半年电站收益主要来源于辅助服务市场，容量租赁市场表现不佳，且不同储能电站之间租赁情况差异较大，部分储能项目的收益难以覆盖投资成本。

中核汇能宁夏公司同心泉眼储能电站负责人李晓龙告诉记者，该电站自去年12月并网运行以来，主要的收益来源是参与电网调峰的充电放电获得，每月除去各项成本摊销实际收益只有100多万元，与电站4.2亿元投资额的预期收益“相差甚远”，达不到原来可研测算的收益。而在容量租赁市场，该电站目前只有一家租赁客户，仅出租了10%的容量。“发电企业租赁意愿不强烈，询价的多，实际租赁的少。”李晓龙说。

另一家储能企业的负责人也表示，今年6月30日后原本的租赁客户均未选择续租，导致电站收入减少了一半，如果这种状况持续下去，企业将面临亏损。

国网宁夏电力调度控制中心新能源处专责马天东坦言，虽然上半年储能电站调用情况达到预期，但参与辅助服务的收益只能覆盖储能电站一半的成本，另一半成本需要通过容量租赁来收回。

受访企业表示，由于宁夏储能市场处于起步阶段，新能源配建储能缺乏约束性的奖惩机制，发电企业配储的意愿不强，企业多处于观望状态，储能租赁市场不活跃。宁夏一家新能源发电企业负责人告诉记者，租赁配储对于发电企业来说属于额外增加的投资，按照现有政策很难带来与之相匹配的收益，企业没账可算。

此外，按照《宁夏电力辅助服务市场运营规则》，电储能参与调峰辅助服务市场最高补偿价格为0.6元/千瓦时。记者采访了解到，目前储能电站参与调峰辅助服务市场的实际度电收益为约0.48元/千瓦时，有储能企业表示，这个价格相当于又减少了20%的收入。

储能收益渠道亟待完善

记者采访了解到，目前宁夏储能电站仅通过调峰辅助服务和部分容量租赁获取的收益较低，一定程度上影响了企业的投资热情，导致备案项目多、实际开工投运的少。受访者表示，随着电力系统对调节能力的需求提升和新能源开发消纳规模不断加大，未来对于新型储能这一重要的灵活性调节资源需求强烈，建议完善市场机制，拓宽储能企业收益渠道，严格新能源强配储能相关政策的执行力度，激励储能建设的投资积极性，保障新能源开发利用及电力可靠供应。

建立多元化的储能收益渠道和商业模式。业内人士表示，储能行业不是一个暴利的行业，但必须要使得其收益能够满足正常的经营需要，当前储能市场盈利模式单一，收益较低，因此应鼓励独立储能电站参与电能量市场+辅助服务市场+租赁市场等多种模式，推动独立储能同时参与中长期交易、现货、调峰、顶峰、备用等多个电力市场，增加储能的收益和应用场景，全面释放储能价值。

宁夏一座容量为20万千瓦/40万千瓦时的储能电站项目的测算数据显示，如果仅参加调峰辅助服务，该储能电站每年亏缺1757万元;通过“调峰+顶峰”或“调峰+部分租赁”或“调峰+顶峰+容量补偿”市场模式，且达到一定调用次数(年调峰充放电次数250次、年顶峰充放电次数50次以上)，该电站可实现收支平衡或小幅盈利;通过“调峰+顶峰+全容量租赁+容量补偿”模式，每年可实现盈利6429万元。

建立具有约束性的新能源配储奖惩机制。受访企业表示，现有政策对于未配建储能的存量新能源场站缺乏约束性的奖惩机制，企业多处于观望状态。建议严格新能源强配储能相关政策的执行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、奖惩分明的市场细则，明确储能电站优先调用原则，对完成储能配建要求的新能源场站纳入优先发电排序。同时，明确未配储能的存量新能源场站提前限电的管理细则，提高企业限电成本。

科学规划储能项目，避免集中扎堆建设。记者采访了解到，随着备案、投运的储能项目增多，储能项目出现了一定的扎堆现象，采访中有企业表达了对未来收益下降的担忧。业内人士建议，科学规划储能项目的类型及规模，分阶段、分批次、分地域、有侧重地开展储能项目审批建设并网，避免集中扎堆建设。

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