作為國內首個新能源綜合示范區，寧夏今年迎來儲能電站加速并網投運，總規模已位居全國第三，儲能在促進新能源消納和電力保供方面作用明顯。但記者近日走訪多個儲能電站了解到，與火熱的行業發展態勢相比，一些儲能項目收入來源單一，盈利水平不高，收益難以覆蓋投資成本，影響企業投資熱情。

新型儲能高速增長

國家能源局7月31日發布的數據顯示，截至今年6月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機超過1733萬千瓦/3580萬千瓦時，其中1-6月新投運的整體規模約863萬千瓦/1772萬千瓦時，相當于此前歷年累計裝機規?？偤停肽陮崿F裝機規模翻番，新型儲能呈現高速增長態勢。

作為國內首個新能源綜合示范區，自去年12月以來，寧夏迎來儲能電站加速并網投運期。截至今年6月底，寧夏電網已有20座儲能電站并網投運，并網容量達194.99萬千瓦/390.22萬千瓦時，總規模位居全國第三。國網寧夏電力發展部主網規劃處處長田宏梁說，新型儲能是性能優異的靈活性調節資源，具有電源和負荷雙重屬性，可有效緩解新能源消納難題，并在用電高峰期起到“頂峰”作用，提升電網支撐能力，緩解保供壓力。

在實際調用方面，寧夏儲能電站整體運行良好。根據寧夏《關于加快促進儲能健康有序發展的通知》，電網企業應與儲能電站企業簽訂并網調度協議，在同等條件下確保優先調用儲能設施，原則上每年調用完全充放電次數不低于250次。記者在寧夏多個儲能電站走訪了解到，今年上半年寧夏各個儲能電站參與調峰輔助服務的累計調用次數均超過了150次，部分電站月度調用率最高超過95%，儲能電站參與調峰輔助服務的調用情況較好。

國網寧夏電力公司提供的數據顯示，2023年上半年，每天新能源大發時段10-16時，儲能最大充電電力124萬千瓦，提升新能源利用率1.11%;負荷高峰時段放電，最大增加頂峰能力118萬千瓦，占寧夏平均負荷的近1/10，儲能累計充電量3.12億千瓦時，累計放電量2.64億千瓦時，平均轉換效率85%，綜合利用小時數476小時，儲能月均調用次數達到25次，在促進新能源消納和電力保供方面作用明顯。

儲能企業收益不及預期

相比于當前儲能行業的熱度，寧夏部分儲能項目面臨著盈利模式單一、收益水平不高甚至虧損的尷尬現狀。

據了解，目前全國儲能電站收益模式主要有容量租賃、輔助服務(調峰、頂峰、調頻等)、現貨市場、容量補償等。山東、山西、甘肅等省份開設了容量租賃和調峰輔助服務市場，電力現貨市場推進較快。寧夏獨立儲能電站的盈利模式以“儲能容量租賃+調峰輔助服務”收入為主。

記者在寧夏多個儲能電站走訪了解到，上半年電站收益主要來源于輔助服務市場，容量租賃市場表現不佳，且不同儲能電站之間租賃情況差異較大，部分儲能項目的收益難以覆蓋投資成本。

中核匯能寧夏公司同心泉眼儲能電站負責人李曉龍告訴記者，該電站自去年12月并網運行以來，主要的收益來源是參與電網調峰的充電放電獲得，每月除去各項成本攤銷實際收益只有100多萬元，與電站4.2億元投資額的預期收益“相差甚遠”，達不到原來可研測算的收益。而在容量租賃市場，該電站目前只有一家租賃客戶，僅出租了10%的容量。“發電企業租賃意愿不強烈，詢價的多，實際租賃的少。”李曉龍說。

另一家儲能企業的負責人也表示，今年6月30日后原本的租賃客戶均未選擇續租，導致電站收入減少了一半，如果這種狀況持續下去，企業將面臨虧損。

國網寧夏電力調度控制中心新能源處專責馬天東坦言，雖然上半年儲能電站調用情況達到預期，但參與輔助服務的收益只能覆蓋儲能電站一半的成本，另一半成本需要通過容量租賃來收回。

受訪企業表示，由于寧夏儲能市場處于起步階段，新能源配建儲能缺乏約束性的獎懲機制，發電企業配儲的意愿不強，企業多處于觀望狀態，儲能租賃市場不活躍。寧夏一家新能源發電企業負責人告訴記者，租賃配儲對于發電企業來說屬于額外增加的投資，按照現有政策很難帶來與之相匹配的收益，企業沒賬可算。

此外，按照《寧夏電力輔助服務市場運營規則》，電儲能參與調峰輔助服務市場最高補償價格為0.6元/千瓦時。記者采訪了解到，目前儲能電站參與調峰輔助服務市場的實際度電收益為約0.48元/千瓦時，有儲能企業表示，這個價格相當于又減少了20%的收入。

儲能收益渠道亟待完善

記者采訪了解到，目前寧夏儲能電站僅通過調峰輔助服務和部分容量租賃獲取的收益較低，一定程度上影響了企業的投資熱情，導致備案項目多、實際開工投運的少。受訪者表示，隨著電力系統對調節能力的需求提升和新能源開發消納規模不斷加大，未來對于新型儲能這一重要的靈活性調節資源需求強烈，建議完善市場機制，拓寬儲能企業收益渠道，嚴格新能源強配儲能相關政策的執行力度，激勵儲能建設的投資積極性，保障新能源開發利用及電力可靠供應。

建立多元化的儲能收益渠道和商業模式。業內人士表示，儲能行業不是一個暴利的行業，但必須要使得其收益能夠滿足正常的經營需要，當前儲能市場盈利模式單一，收益較低，因此應鼓勵獨立儲能電站參與電能量市場+輔助服務市場+租賃市場等多種模式，推動獨立儲能同時參與中長期交易、現貨、調峰、頂峰、備用等多個電力市場，增加儲能的收益和應用場景，全面釋放儲能價值。

寧夏一座容量為20萬千瓦/40萬千瓦時的儲能電站項目的測算數據顯示，如果僅參加調峰輔助服務，該儲能電站每年虧缺1757萬元;通過“調峰+頂峰”或“調峰+部分租賃”或“調峰+頂峰+容量補償”市場模式，且達到一定調用次數(年調峰充放電次數250次、年頂峰充放電次數50次以上)，該電站可實現收支平衡或小幅盈利;通過“調峰+頂峰+全容量租賃+容量補償”模式，每年可實現盈利6429萬元。

建立具有約束性的新能源配儲獎懲機制。受訪企業表示，現有政策對于未配建儲能的存量新能源場站缺乏約束性的獎懲機制，企業多處于觀望狀態。建議嚴格新能源強配儲能相關政策的執行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、獎懲分明的市場細則，明確儲能電站優先調用原則，對完成儲能配建要求的新能源場站納入優先發電排序。同時，明確未配儲能的存量新能源場站提前限電的管理細則，提高企業限電成本。

科學規劃儲能項目，避免集中扎堆建設。記者采訪了解到，隨著備案、投運的儲能項目增多，儲能項目出現了一定的扎堆現象，采訪中有企業表達了對未來收益下降的擔憂。業內人士建議，科學規劃儲能項目的類型及規模，分階段、分批次、分地域、有側重地開展儲能項目審批建設并網，避免集中扎堆建設。