前言
宁夏是我国独立储能装机大省。中电联数据显示，截至2023年6月底，我国独立储能累计投运总功率约5.51GW/ 11.55GWh，宁夏、山东、湖南是主要分布地区。此外，宁夏储能电站利用情况居全国前列。据中电联，2023年上半年宁夏储能电站平均利用系数0.07、平均利用率指数0.40、平均出力指数0.85，均排在全国前五。在此情况下，现阶段宁夏独立储能盈利情况如何？储能收益是否足以支撑成本？
经测算发现，现宁夏独立储能项目面临困境，盈利模式尚较单一，容量实现100%初始租赁情况下，项目全投资IRR仅为3.9%，实际收益难达预期。
01宁夏储能发展现状
1.1新能源装机情况
宁夏风光资源十分丰富，是我国首个新能源综合示范区，近年来，宁夏新能源装机量稳步增长，已成为我国新能源装机大省。2022年底，宁夏新能源装机占比突破50%，超过火电成为自治区第一大电源。截至2023年Q3，宁夏新能源装机已达3465.7万千瓦，同比增长19.5%。根据宁夏新能源发展十四五规划，到2025年，宁夏可再生能源装机规模将超过5000万千瓦，力争达到5500万千瓦。
图1 数据来源：《宁夏回族自治区能源发展“十四五”规划》
1.2储能装机情况
基于较高的新能源装机占比，宁夏新型储能装机量也稳居我国前列。据国家能源局及宁夏政府研究室发展研究中心数据，截至2022年底，宁夏新型储能并网量为900MW，在我国排名第二。宁夏《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，到2025年，力争新型储能装机规模达到500万千瓦以上。据此计算，2025年储能装机量较2023年Q3将上涨130%。此外，宁夏储能发展呈现出明显的区域特征：宁东、吴忠、中卫地区清洁能源富集，新能源及储能发展更具前景。宁夏“十四五”新型储能发展实施方案中，三地装机规划合计占自治区规划总量的86%。
图2 数据来源：宁夏《“十四五”新型储能发展实施方案》、国家能源局、 EESA数据库
02独立储能盈利模式
现阶段，宁夏独立储能盈利模式为“容量租赁+调峰辅助服务”。
2.1容量租赁
与河南、山东等地不同，宁夏并无官方给出容量租赁指导价及年限要求，容量租赁市场化程度较高。2022年底，宁夏开启了国内第一个储能容量租赁项目招标，中标单价160元/kWh/年。此后，宁夏容量租赁单价开始逐渐下降。目前租赁价格保持在105元-150元/kWh/年区间，租赁年限在0.5-3年之间。
表 2023年至今宁夏储能容量租赁中标项目汇总（部分）
图3 数据来源：中国招投标信息服务平台 EESA数据库
2.2调峰辅助服务
宁夏多个政策文件对储能参与调峰的收益做出了相应规定：《自治区发改委关于加快促进储能健康有序发展的通知》鼓励储能以独立身份参与市场交易，将电储能交易纳入现行宁夏电力辅助服务市场运营规则中，并保障其优先调用权，保证年调用次数不低于250次；
《宁夏电力辅助服务市场运营规则》规定，满足相关技术条件及并网规定，且充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间两小时及以上的电储能装置可参与辅助服务，同时规定调峰辅助服务补偿价格上限为0.6元/kWh；
《关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知》指出，为鼓励投资积极性，自治区内的储能试点项目前600次调用给予0.8元/kWh的调峰补偿。
据宁夏经济运行调节处数据，2023年上半年，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％，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。据此计算，宁夏储能电站年调用次数可达到300次。
03收益测算
3.1核心假设
图4
3.2测算结果
经测算，宁夏100MW/200MWh独立储能初始投资28,000万元，投资回收期18年，20年期净现值为2,349万元，项目IRR理论值仅为3.9%。
表 部分年份测算结果（非完整项）
图5 数据来源：EESA
04收益分析
4.1收益构成
宁夏独立储能目前仅容量租赁+调峰辅助服务两种模式，盈利模式较为单一。在容量实现首年100%租赁（后每三年减少5%）、年调用300次的理想情况下，容量租赁收益占比为43%，调峰收益占比为57%。
图6
4.2容量租赁收益分析
宁夏容量租赁实际情况恐难达预期。据新华社调查，宁夏某电站目前只有一家租赁客户，仅出租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。在此前的测算中，假设理想条件下容量实现100%租赁；当初始租赁比例下降为80%时，IRR下降为1.96%，不及无风险收益率，宁夏独立储能项目即面临亏损。
图7
4.3调峰辅助服务收益分析
宁夏相关政策中，将调峰补偿的上限设置为0.6元/kWh，试点项目可达0.8元/kWh，但是实际情况也非如此。据新华社调研，目前示范项目前600次0.8元/kWh的政策暂无落地案例，且绝大部分储能电站仍处于调试期，实际度电收益约0.48元/kWh。依据实际情况对此前理想条件下的测算进行调整，则宁夏独立储能项目不再具备经济性。但若试点项目拿到相应的补偿并达到一定调用次数，则经济性将大幅提升。
图8
05展望
5.1完善独立储能盈利模式
对比山西、山东及内蒙古的“容量补偿、容量租赁、现货市场、辅助服务”等盈利模式（相关内容见往期文章分析），目前宁夏独立储能盈利模式较为单一。未来应加快电力现货市场建设，并建立多样化的收益渠道，以保障独立储能长期盈利的稳定性。
5.2 建立新能源配储奖惩机制
当前，宁夏新能源配储要求为 “10%+2h”，且对于未配建储能的新能源场站缺乏惩罚措施，故其租赁储能的积极性一直不高。未来应加快建立新能源项目配储的奖惩机制，并根据区域资源差异设置不同的配储比例，如在宁东、吴忠、中卫等新能源密集的地区设置更高的配储比例，以推动新能源场站租赁储能的积极性，有效提高储能收益。
参考文献：
1.苏醒。《新华财经调查丨投资4亿元每月收益仅100万元，宁夏储能产业面临成长烦恼》
2.新型电力产融服务。《独立共享储能政策研究-宁夏篇》
3.尹硕、尤培培等。《新型储能投资经济性及电价机制研究》
注：独立储能收益受政策、市场影响较大，测算仅供参考。部分因素考虑不周，感谢指正。
