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储能火爆不赚钱！西北内蒙市场盈利模式单一、项目收益少、政策不完善如何解决？
近日，索比储能网查阅国家能源局发布的数据发现，截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，其中西北地区已投运新型储能装机占全国的26.8%。
在新型储能累计装机规模排名前5的省区当中，西北占据两席，宁夏、新疆新型储能累计装机规模分别达到197万千瓦/391万千瓦时和122万千瓦/313万千瓦时，装机规模均超过100万千瓦。从2023年上半年新增装机规模来看，西北地区的宁夏和新疆也排名全国前5。此外，临近西北的内蒙地区装机规模也在高速增长。可以说，大西北和内蒙地区已经成为落地规模化储能项目的主战场。
宁夏
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。
预计至2023年年底，宁夏储能规模超过300万千瓦，“十四五”末储能装机超500万千瓦。“十四五”末，宁夏电网新能源装机规模将超过5000万千瓦，力争达到5500万干瓦。统筹考虑宁夏电网结构和电力平衡，“十四五”末全区新型储能配置规模约为500万千瓦/1000万千瓦时。
但是，相比于当前储能行业的热度，宁夏很多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。2023年上半年，宁夏储能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。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，但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，这个价格相当于又减少了20%的收入。
以宁夏一座容量为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。
业内人士认为，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，储能租赁市场并不活跃，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，需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。
同时，宁夏还需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。此外，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。
甘肃
作为首批电力现货市场试点省份之一，甘肃自2022年5月至今，已进入现货连续长周期运行阶段，成为西北五省区较为成熟的现货市场。目前，甘肃电力现货市场出清电价上下限分别为650元/MWh、40元/MWh，河西区域因新能源装机大，在中午光伏大发时段实时现货市场电价会出现40元/MWh的地板价，而在晚高峰时段实时现货市场电价一般会超过400元/MWh，因此可利用储能进行电量搬移赚取价差。
由于新能源装机占比已超过50%以上，甘肃也对储能提出了较高要求。根据甘肃省能源监管办披露数据：截至2023年3月底，甘肃已建成投运新型储能项目35个，装机总规模61.5万千瓦/132.3万千瓦时。而甘肃电网投运的储能主要为新能源配储。新能源配储在定位上视为与场站为一体，在系统无需求的前提下具备一定的自主调度权限。因此，新能源配储丰富了甘肃市场主体在现货市场中的盈利场景。
但是，索比储能网注意到，新能源配套储能在甘肃现货场景下的运行过程中，也出现了如电价预测困难、储能收益测算复杂、充放电影响AGC下发值、储能设备运维能力有待提高等众多挑战。有业内专家建议，甘肃需利用竞价空间及功率预测提高电价预判能力；拆分充电场景，提高收益测算准确率；优化储能控制策略；积极调整场站自计划；加强储能运行能力建设等方法来解决这些难题。
新疆
新疆作为我国重要的能源生产基地，太阳能和风能资源蕴藏量居全国第二位。近年来,新疆“风光”产业发展势头强劲，新能源新增并网规模占西北电网43%，位居西北地区第一位；新能源装机占比首次超过40%，占比达历史最高。截至7月中旬，新疆新能源装机容量已达5000万千瓦。而在2010年，新疆还没有光伏发电，风电装机容量仅为100万千瓦。
目前，如何存储好、利用好新能源，是新疆推进新能源发展绕不开的重要课题。5月16日，新疆发改委下发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》。其中给出四条激励政策，明确给予容量电价和储能参与调峰的充电、放电补偿。
一是完善新型储能市场价格机制，鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易，独立储能放电时作为发电市场主体参与中长期交易，充电时视同电力用户执行峰谷电价政策，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
二是试行独立储能容量电价补偿，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对我区投运的独立储能先行按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿，2024年起逐年递减20%直至2025年。
三是加快推动独立储能参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策，对根据电力调度机构指令充电的，按照充电电量予以0.55元/千瓦时的补偿，放电时按照0.25元/千瓦时补偿，获得放电补偿时不再同时享受容量电价补偿；新疆电力辅助服务市场运营规则完善后，独立储能按照相关规则参与辅助服务市场交易。
四是建立共享储能容量租赁机制，鼓励新能源企业以共建、租赁的形式实现配置储能需求，支持共享储能项目通过出售、租赁等共享服务回收建设成本。
内蒙古
截至2022年底，内蒙古新型储能装机规模超过400万千瓦，主要分布在鄂尔多斯、乌兰察布、呼和浩特和包头等地。来自电力规划设计总院的《新型储能发展报告2023》预计，“十四五”末，我国新型储能装机有望超过5000万千瓦。届时，内蒙古新型储能规模约占全国总规模的1/5左右，加上已经建成的抽水蓄能规模（120万千瓦），到2025年，内蒙古储能规模大体在1300万千瓦左右。另据《储能产业研究白皮书2022》预测，到2030年全国储能装机规模将达到1.2亿千瓦左右，到2030年，内蒙古新型储能装机规模占全国比重将在30%左右。
但是，要想达成以上目标，内蒙需要在未来几年综合考虑内蒙古新能源装机规模、发展规划、消纳形势、网架结构、资源环境等因素，编制出台新型储能规划，充分衔接国土资源、电力等能源规划，明确发展规模、项目布局，根据电力系统需求，指导各地储能发展规模，以市场化方式引导各类投资主体参与储能项目建设。
目前，内蒙古的储能补贴政策仍然不明确、不清晰，应借鉴其他地区做法，对已投运的企业、产业园区、停车场分布式光储、光充储一体化等项目，按照储能设施装机规模给予一定补助，对独立储能项目，出台政策引导区内国有企业建设和运营市政储能站。
同时，内蒙还需持续完善新型储能项目参与辅助服务市场准入条件、交易机制、技术标准等运行规则，建立科学有效的辅助服务计价方法，明确新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式，利用其响应快、效率高、配置灵活、建设周期短等优势，在电力运行中发挥调峰、调频、黑启动等作用，提升新型电力系统调节能力。
