从宁夏储能商业模式演变探析国内电网侧储能可持续发展模式（2022-2027）

2025年9月份，宁夏回族自治区发改委公布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，其中规定拟对于电网侧新型储能自2026年1月起执行165元/kW·年的容量电价（2025年10月-12月按100元/kW·年执行）。

该容量电价普遍低于行业从业人员的预期，属于中位水平，较甘肃（330元/kW·年）和蒙西地区（‌0.35元/kWh）‌更低。伴随容量电价政策即将正式出台，原有的调峰补偿也随之取消（前期0.6元/kWh, 后调整为0.2595元/kWh)。

对于宁夏地区已投运储能电站和新建储能电站业主来说都将是一次持续性的大考，对于储能投资企业决策人而言，也必将会是一次认知和智慧的考验与洗礼。

01 宁夏地区储能政策演变

2021年7月，宁夏回族自治区发改委印发《关于加快促进储能健康有序发展的通知》（宁发改能源〔2021〕411号），文中明确新能源储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上，储能通过参与电力辅助服务市场获取收益，每年调用完全充放电次数不低于250次。2021年起新备案储能项目与新能源项目同步投运，存量项目在2022年底前完成储能设施投运。

时间到了当年12 月，西北能监局与宁夏回族自治区发改委联合印发 《宁夏电力辅助服务市场运营规则》（西北能监市场〔2021〕14号），文中明确电储能交易是指储能装置根据电网运行需要，在弃风、弃光时段储存电力，在负荷高峰时段释放电力提供的服务。鼓励优先发展电网侧独立储能，明确每年调用次数不低于250次，调峰辅助费用最高0.6元/kWh，储能充放电损耗费由储能运营商承担。

2022 年8月17日，宁夏回族自治区发改委印发《关于加快储能设施建设的通知》（宁发改能源〔2022〕621号），文中明确存量新能源项目原则上配置10%、连续储能时长2小时以上的储能设施，2022年12月底前投运，对未按要求配置储能的存量项目，在电网调峰时将予以限电。

2023年6月底前仍未按要求配置储能的存量新能源项目，将限制该项目企业（及母公司）参与后续年度自治区新能源项目竞争配置、“绿电园区”试点申报、大基地项目开发等工作；对于保障性并网项目须确保储能设施与新能源项目同步投运，未配建储能的新能源项目不予并网；同时，未按照承诺期限并网的保障性并网项目将转为市场化并网项目，须配建不低于15%、4小时储能设施。

2023 年2 月23日，宁夏回族自治区发改委印发《宁夏“十四五”新型储能发展实施方案》（宁发改能源（发展）〔2023〕116号），文中明确到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，逐步培育完善市场环境和商业模式，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力明显提高，在源、网、荷侧应用场景建设一批多元化新型储能项目，力争新型储能装机规模达到500万千瓦以上，全区储能设施容量不低于新能源装机规模的 10%、连续储能时长2小时以上，为新型电力系统提供容量支撑和灵活调节能力。

2023年7月6日，宁夏回族自治区电力市场管理委员会印发《虚拟电厂、储能等市场主体参与宁夏顶峰调峰辅助服务市场运营实施细则（试行）》(宁电市管〔2023〕8 号)，文中说明了储能交易分为调峰交易和顶峰交易两种类型。

调峰交易是指储能电站在电网新能源消纳空间不足，存在弃风弃光风险时储存电力，在需要时段释放电力，从而提供调峰服务的交易；

顶峰交易是指储能电站根据电网运行需要，在电力供应充裕时段储存电力，在电力供应存在缺口时段释放电力，从而提供顶峰服务的交易。

储能顶峰交易报价上限为：2022年12月31日之前并网的储能电站1.2 元/kWh，2023年1月1日及之后并网的储能电站1元/kWh。

储能顶峰采用边际出清方式，日前预出清，实时正式出清。

顶峰交易按照储能电站放电电量进行补偿，补偿费用计算方法为：储能电站补偿费用=顶峰交易放电电量×顶峰交易出清价格。

《自治区发改委关于新能源消纳统计等有关事项的复函》（宁发改能源〔2023〕27 号），文中明确2023年10月起，未配储存量新能源场站优先弃电比例及配储比例提升至15%。2024年起，仍未配储的存量新能源场站优先弃电比例及配储比例提升至20%。

2024年出台的《自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知》（宁发改能源(发展)〔2024〕816号）中明确，增量新能源项目需在首次并网前完成储能配置，存量项目未配储或租赁到期未续租的，在消纳困难时优先弃电。

租赁机制明确支持时长超4小时的储能项目，新能源企业租赁此类储能时可按功率的1.2倍折算配储规模。同时在现货市场运行前，储能可参与中长期市场并享受调峰补偿；运行后，可参与现货交易及调频服务，推动建立容量补偿机制。独立储能损耗电量承担部分费用，上网电量对应的下网电量免收输配电价等费用。

在这个过程中，不得不提到2024年国家发改委、国家能源局联合印发的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196 号），文件明确提出电力现货市场将与调峰市场融合， 电力现货市场运行的区域，调峰市场不再运行，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。

由于调峰辅助补偿是目前储能收入主要来源之一，补偿标准下降对储能行业发展带来较大影响，且调峰收益受调度次数和调峰电价影响，随着储能电站快速增加，调度次数和调峰电价均可能有所降低，导致储能面临经济收益能力不足的风险。 这个文件的出台，对宁夏地区储能电站的融资确产生了阵疼，甚至影响了当时部分项目的融资到位、建设节奏和实施进度。其内在逻辑体现在电量的消纳成本不宜超过新能源的上网成本。

2025年9月宁夏回族自治区发展改革委和国家能源局西北监管局联合印发的《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（宁发改价格〔2025〕580号），是落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）的具体举措。

该文件对宁夏储能产业的影响主要体现在以下几个方面：

-1- 文件明确取消强制配储要求，储能不再作为新能源项目核准、并网的前置条件。

但通过市场化机制赋予储能新的价值定位，储能需通过参与电力市场交易（如电能量交易、辅助服务市场）实现收益，从“成本项”转向“盈利项”。例如，宁夏现货市场允许储能报量报价参与交易，2024年试运行期间储能电站收益显著提升。

-2- 收益模式多元化。

容量补偿与现货市场套利：2025年第四季度起，宁夏对储能提供容量补偿（2025年100元/kW，2026年起165元/kW），同时鼓励储能通过峰谷价差套利，现货市场价格区间为0.04-0.8元/kWh，价差空间为储能提供了潜在套利机会。同时储能允许参与调频、备用等辅助服务市场，进一步拓展收益来源。

-3- 中长时储能技术受政策支持。

文件明确支持4小时以上储能项目，对液流电池、固态金属储能等长时技术给予配储规模折算优惠，推动储能技术多元化发展。

取消强制配储可能导致部分依赖传统模式的储能项目面临短期调整压力，但容量补偿和现货市场机制为储能提供了过渡期支持。从长期看，市场化机制将推动储能行业技术升级和商业模式创新，储能从“新能源附属设施”向“电力系统核心资产”转变，市场规模有望实现突破性增长。

总体而言，宁夏136号文及相关实施方案通过市场化改革，为储能产业创造了新的发展机遇，推动储能从政策驱动向市场驱动转型，促进储能与新能源、电网的协同发展。这也是催生多个GWh项目的原因。

02 宁夏地区电源结构现状及负荷性

当前，宁夏的电源结构已发生重大变革，近些年可再生能源装机占比显著提升。截至2025年8月，宁夏可再生能源装机规模突破5000万千瓦，占总装机比重达62.6%，其中光伏发电占比最高，取代煤电成为第一大电源。

风电、太阳能等新能源的快速发展，推动宁夏能源结构向清洁低碳方向转型。煤电仍是重要支撑电源，但占比逐渐下降。宁夏通过“风光水火储”一体化开发模式，实现新能源与传统能源的协同互补，提升电力系统稳定性。例如，宁东能源化工基地通过源网荷储协同控制，解决配电网扩容和调峰问题。

2025年8月28日，随着湖南能源集团红寺堡区新能源基地100万千瓦光伏项目及配套储能投产，并入电网，宁夏新能源装机突破5000万千瓦达到5048万千瓦，占比高达62.6%，储能装机突破600万千瓦，达到614万千瓦/1293万千瓦时，实现了新能源与储能装机的“双突破”。

同时，建成银东、灵绍等直流外送通道，以及宁夏至湖南±800千伏特高压直流工程，每年可外送电量超360亿千瓦时，其中新能源电量占比超50%，助力新能源消纳和区域能源平衡。在负荷分布方面，宁夏地区主要负荷集中在北部银川及石嘴山，电力缺口较大，风光资源则主要集中在中东部地区，尤其吴忠地区的新能源装机占到宁夏地区总装机比例的接近40%，加之宁夏作为“西电东送”重要送端，外送电量超过区内自用电量，进一步增加了电网输配电压力。

目前，宁夏220kV及330kV新能源汇集站均存在送出断面(吴忠和宁东地区最为明显)，需要储能参与调节。时间方面，宁夏铁合金、电解铝等工业负荷占总负荷的70%以上，年内负荷峰谷差较小，但日内负荷波动较大，电网日内负荷高峰夏季为19:30~21:30，冬季为18:00~23:00，与光伏出力时段错配，且新能源存在“晚峰无光”、“极热无风”特征，对晚高峰负荷支撑能力不足，亟需储能尽快参与电力系统平衡，提高电力系统顶峰能力、保障紧平衡时段的电力内用外送需求。

03 宁夏地区储能电站建设与运营现状

在136号文件出台之前，宁夏地区储能电站主要以电网侧共享储能电站的形式开展投资活动。储能项目的收入来源主要以容量租赁收入叠加调峰辅助服务收入。

对于容量租赁收入而言，收入高低取决于两个要素，其一是容量租赁率，其二是容量租赁价格。

我们注意到，新能源企业与储能企业看待容量租赁价格的事宜上面，本身是一个利益冲突且持续博弈的过程，储能投资企业希望容量租赁价格能够维持在一个相对较高的水平，且希望一次性协议签署不低于5年，当然这都是出于尽可能固化储能电站容量租赁收入的考虑。

而对于新能源企业来说，当然就希望容量租赁最好一年一签，每次签署的时候希望有更低的容量租赁价格出现，赌的就是储能项目静态投资持续走低而带来的容量租赁价格也越来越低。有点像高耗能企业和售电公司的博弈过程。

实际情况也是如此，新建成的储能项目静态投资显著下降，为了进一步提升容量租赁率，确实通过降低容量租赁价格来实现，这也进一步加剧了存量项目的运营压力。

自2022年来，宁夏、甘肃、江苏、河南、山东、河北、新疆等省份和自治区发布关于开展容量租赁的相关细则。虽然各地均有给出容量租赁的指导价格，但是最终的成交价格由具体的独立储能和新能源电站双方确定。

在租赁周期的约定上，各地细则均有所不同，四川要求租赁周期最短不少于三年，新疆要求不少于一年，冀北没有明确给出下限。从实际的交易情况看，市场中容量租赁的价格普遍低于政策指导价格，租期普遍为一年。

宁夏的容量租赁成交项目在全国范围内最多，在容量租赁政策发布的首年(2022年)，成交项目1个，租赁价格达到320元/kW·年；次年成交项目16个，加权平均价格在 215元/kW·年；2024年成交项目16个，加权平均价格跌落到60元/kW·年左右，容量租赁成交价格呈现出明显的逐年减少的趋势。

目前新能源投资商都在关心：136号文件下发后，还要不要和储能企业签署容量租赁协议？一般来说，调峰辅助服务收入和现货收入是互斥的，容量租赁费用和容量电费是互斥的，不可兼得。

在136号文件的精神引导下，从国内多个省份出台的地方政策指引来看，存量新能源项目通常不再强制要求租赁储能容量，但鼓励企业根据自身需求和市场情况自愿选择租赁储能容量，以提升项目竞争力和收益水平。具体执行需结合当地能源主管部门发布的实施细则和政策要求。对于存量储能项目来说，项目收益不确定性也进一步拉高。

04 宁夏地区储能电站可持续运营建议

2025年9月，宁夏自治区发改委公布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，其中规定对于电网侧新型储能自2026年1月起165元/kW·年的容量电价（2025年10月-12月按100元/kW·年执行）。伴随容量电价政策（征求稿）的出台，原有的调峰补偿取消。

-1-现货市场收益。

假设储能电站交流测综合效率85%（实际情况可以做到86-88%），现货平均价差按照0.29元/kWh执行，年运行天数达到350天（因节点而异），设备在线率不低于98%（这是个不低的指标）的情况下，现货年收入（税前）可达1600万元-1800万元。如年度储能电站充放电出清次数达到400次（后续每日充放电出清次数有机会做到1.5次），则现货年收入可达2000万元及以上。

 -2-容量电费收益。

根据《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，有效容量=满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电。100MW/200MWh储能电站年容量电价约为：490万元，其中容量供需系数按1考虑。

投资商需要重点关注的参数就是“有效容量”和“满功率放电时长”的指标，这是一个动态的指标，随着储能可用容量的逐年衰减，这个指标呈现持续下降的过程。投资运营商在进行容量测算时，需要动态调整这个指标，此是较为理性和合理的做法。再如，甘肃省对于电网侧新型储能的有效容量也是根据满功率放电时长/6×额定功率，并扣除厂用电后确定。

-3-调频收益

基于2025年宁夏市场化交易试运行情况，当下调频收益收入贡献度不高。考虑后续宁夏地区新能源装机持续增长趋势，调频收入有机会阶段性贡献度提升。假设调频出清价格：10元/MW，K值取1.4，单次调频里程为6MW，日均参与次数：200次，年参与天数：350天。年调频收益为：588万元。这对储能电站的在线率和响应能力也提出较高要求。

综上，宁夏100MW/200MWh储能电站在市场化交易中年收入约为2800万元，乐观估计为3100万元。对于早期存量电站而言，项目的技术经济评价存在挑战。

以上分析基于新老电站均过渡到适用容量电费的收入机制，容量租赁不再执行。考虑这几年急剧下降的储能电站静态投资来说，早期高投资强度的电化学储能电站，可能面临较大的财务压力。无法与新建的储能电站同场竞技。现货收入及调频收入很难对新老电站差别化对待。容量电价的设定本次也未曾考虑新旧电站区别划分对待。

早期投运的新型储能项目是储能行业的先行者，但其静态投资强度相对于现在的储能电站单位投资而言甚至是翻番，导致项目盈利能力和辅助服务出清竞争力不足。因此，对于早期投运的储能来说，可能面临收益难以保证的风险。如果新出台政策不能予以考虑，投资商会面临可持续运营的挑战。

因此，需建立合理的容量机制，从远期对储能资源进行容量费用补偿。一方面可以帮助储能产业回收固定投资成本，为投资者提供合理的价格信号，促进储能产业的大规模发展；另一方面将为保障高比例新能源下电力系统整体发电资源的充裕性、电源结构的合理性提供切实有效的途径。

基于此，针对2022-2024年建成的储能电站建设成本高、竞争水平较低等问题，通过相对较高的补偿机制给予适当政策倾斜，从而激励投资者更加积极地响应政策变化。这就像光伏行业，早期是针对不同的光照资源区域执行不同的上网电价，从而保证各地区项目投资收益率均回归的合理的收益率带宽之中。

具体的情况，可以从不同时期建设储能的成本测算来展开。在电网侧应用场景下，分析储能技术成本结构、影响因素，综合考虑储能运营的现金流平衡与合理收益水平，针对2022-2024时期投建的储能，分别形成各类储能技术成本收益情况的测算结果，为制定分等级补贴政策提供参考。

通过综合分析，建议如下：

方案1：存量储能电站的容量电价分别按照250元/kW·年（2022）、230元/kW·年（2023）以及210元/kW·年（2024）执行。对于新建项目建议按照190-200元/kW·年的容量电价执行，并逐年动态调整。

方案2：对于存量的新能源项目和存量的储能电站的容量租赁继续予以执行或延期继续执行2年，同时叠加即将执行的容量电价政策。

05 综述

136号文件的出台，加速储能电站从“成本项”过渡到“收入项”，财务模型中多不确定边际条件成为常态，在新型电力系统的大框架下，投资商会越来越关注运营的优劣性。

围绕“现货收入+辅助服务+容量电费”的收入模型，就储能设备和解决方案而言，投资商将不再也不应过多关注静态投资，储能系统的系统循环寿命、容量保持率、系统在线率、充放电效率、充放电深度、SOC精度等指标，将对储能项目收益率产生深远的影响。

长循环系统对于表后和表前的储能项目的价值也会越来越凸显，比如厦门新能安开发的15000次的储能电芯以及15年两充两放不换芯的储能系统就是不错的创新实践。

而伴随着各种一次能源和二次能源在电力系统中装机结构的动态变化，电力系统的节点电价、潮流分布、实时断面也在不断变化，故而现货收入、辅助服务收入、和容量收入在具体储能电站收入中的占比也会动态变化。这也符合电力系统在低碳转型的过程中，储能作为灵活性资源的动态支撑性质。

面对短时间尺度需求多适配辅助服务市场效能；

面对中时间尺度需求多适配电力现货市场效能；

而面对长时间尺度需求多适配容量市场机制。

我们发现电力市场本身不创造新的灵活性，但通过对不同市场交易机制的合理调整，可使系统中已有灵活性潜力得到充分释放，从这个角度出发，储能运营商需要更加善于面对不确定性，能更加把握电力运行各个时间尺度对灵活性的需求，同时能够实时调整储能的灵活性出清，将会得到较好的收益回报。

而在储能电站运营的中短期内，能源投资商应对收入不确定性采取的对冲手段，依然会聚焦于追求尽快收回投资。而能源行业追求度电成本最低乃至静态投资最低依然是主流认知。这一点不置可否。

参考文档：

1、电力圆桌专题报告：促进西北新能源高比例发展需解决的关键问题-储能发展和电力跨省跨区交易机制研究

2、华能天成租赁&中国电力企业联合会：2024新能源及储能参与电力市场交易白皮书；

3、寻熵研究院：2025中国独立储能发展报告；

4、落基山研究所：2025电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势；

5、ESG与能源转型：宁夏储能新政解析：165元容量电价下，100MW/200MWh电站年收入可达3051万。