实际价格≠指导价格，容量租赁收益能为独立储能经济性保底吗？
近期，独立储能项目规划规模随着政策推动不断加大。据EESA统计，截至2023年8月，我国在建及规划储能项目规模约107GW/264GWh，其中，独立储能占比高达59%；按照初建成本1.5元/Wh计算，总投资额超2000亿，因此，独立储能的盈利问题备受关注。 图1 规划+在建储能项目比例（截至2023年8月） 数据来源：EESA数据库 容量租赁收入作为独立共享储能的基本收入，对独立储能收益影响较大：以山西为例，容量租赁收入约占20年期独立储能电站收益的33%。（租赁价格120元/kWh/年，起始80%租赁比例，租赁率下降5%/3年；现货市场价差0.56元/kWh;调频单价5元/MW）但是，据EESA不完全统计，现阶段容量租赁市场实际平均租赁年限仅为政策建议年限的20%，实际中标价格仅为平均指导价格的60%。保底收益真能保底吗？未来独立储能容量租赁市场走向如何？
01 容量租赁的起源
双碳背景下，新能源在我国电力结构中的占比不断加大，电网波动和弃风弃光问题凸显。储能作为新型电力系统的重要支撑，可以有效解决新能源消纳问题，平滑电网波动。因此，各地政府纷纷出台强制配储政策，要求新能源电站配置一定时长和比例的储能，配置比例大约在10%-30%之间，时长在1-4小时间。不过，电源侧配储普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。据中电联2022年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，国内新能源配储项目调用率不足，平均等效利用系数仅6.1%[1]，且分散的配置方式无法实现规模效益。相较于源侧配储，独立储能具备可集约化管理、利用率高、商业模式多样化等诸多优势。因此中电联指出，要逐步加大独立共享储能的建设比例；此外，各省也积极推动独立储能发展，如近日山东在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中提出将开展新型储能配建转独立试点工作。在此背景下，新能源发电站不必再自建储能，可通过租赁独立储能容量达成强制配储要求，实现并网，进而产生了容量租赁市场。 表1 中国部分省市配储比例及时长要求 数据来源：EESA数据库
02 容量租赁市场现状 为保障独立储能经济性，各地都出台了容量租赁指导价格和时长要求。以能量容量计算（按照0.5C储能系统换算），指导价格约处在100-300元/kWh/年区间，租赁年限在3-20年区间范围。其中以吉林省最高：《吉林新型储能建设实施方案》指出，首批示范项目综合单位容量租赁费指导价约337元/kWh/年，新能源发电企业应与储能项目开发企业或运营单位签订长期租赁或购买合同，租赁期 20 年，储能长期租赁或购买合同将作为新能源发电项目并入电网的前置条件。[2] 表2 各省份租赁指导价格与时长要求 数据来源：EESA数据库 相较于官方指导价格和租赁年限，EESA调研发现的真实市场情况存在较大差距，价格与年限均大幅低于指导值： 表 3 2023年至今储能容量租赁中标项目汇总 数据来源：中国招投标信息服务平台 EESA数据库 从2023年中标的几个储能容量项目来看，实际租赁价格在105元-160元/kWh/年，仅为指导价格的60%；租赁年限在0.5-3年之间，与政策指导价格年限3-20年也相差甚远。另外，兼顾长租赁年限与高租赁价格也并非易事。 图 2储能容量租赁时长与租赁均价 数据来源：中国招投标信息服务平台 EESA数据库 03 租赁价格影响因素
供需是影响容量租赁价格的主要因素，独立储能为供给方，新能源场站为需求方。各地区能源特性及配储要求差异较大，难以对全国供需进行预测，本文仅以山西为例，对其供需结构进行简单预测。《山西省碳达峰实施方案》指出：到2025年，山西风电、光伏发电装机容量达到8000万千瓦左右，2030年达到1.2亿千瓦左右。按照风光装机现有存量[3]计算，2023年至2025年间光伏风电新增装机量可达36GW；2026至2030年间山西风电光伏新增装机约为40GW。山西省《十四五新型储能发展实施方案》指出“到2025年，规划容量达到6GW”；同时根据EESA项目数据库在建和规划项目统计预测，2023-2025年间，山西独立储能新增装机量约达6.62GW；2026-2020年间可达10.4GW。 表4 山西省容量租赁供需预测[4] 数据来源：山西省能源局、《山西省碳达峰实施方案》、山西十四五规划、EESA数据库 除供需外，租赁价格仍受诸多因素影响。一方面，独立共享储能前期建设投入大，沉没成本高，在已经具备现货市场及辅助服务等多样化盈利模式的情况下，建设方更倾向于低价租赁以收回固定成本，因此实际上买方更具议价能力。另一方面，信息不对称也是导致租赁价格偏离市场均衡价格的重要因素。
04 期待 一方面，容量租赁已经呈市场化趋势。宁夏、山东、山西等多个省份表示将建设容量租赁平台，如山西省《2023年全省电力市场交易工作方案》表示，2023年将研究出台新型储能共享容量租赁交易机制，促进容量租赁市场化交易。租赁平台的建立可减轻信息不对称现象对容量租赁市场造成的影响，促进其健康有序发展。但容量租赁只是独立共享储能商业化发展进程中的权宜之计，新能源强制配储政策背景下的容量租赁市场终究是戴着脚镣跳舞。 另一方面，各地仍在加大政策力度促使新能源企业通过容量租赁形式配置储能。如广西“已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊”；河南“未投运储能，电网不得调度和收购其电力电量”。因此，EESA预计，容量租赁仍可在较长一段时间内支撑独立储能电站商业化价值的实现。 未来，随着新能源在我国电力系统中的占比逐渐加大，电网波动也会更频繁，独立储能在新型电力系统中发挥的作用只增不减。同时，大量资金投入也使得独立储能成本回收问题更为显著。因此，如何正确引导独立储能商业化运行成为亟待解决的问题。经EESA初步测算，目前在储能容量实现80%长期租赁的理想化前提下，山西、山东等地独立共享储能初具经济性。但如上所言，目前容量租赁市场价格表现与实际租赁年限并不尽如人意，未来独立共享储能的经济性实现仍要依靠电力市场化改革的加快推进以及储能成本向用户侧的合理转移。
[1] 中电联，《新能源配储能运行情况调研报告》 [2] 吉林省能源局，《吉林省新型储能建设实施方案（试行）》 [3] 山西省能源局：截至2023年7月底全省风光装机44GW [4] 供需受到政策强度、新能源电站自建储能等诸多因素影响，难以准确量化，仅供参考。 参考：华能天成融资租赁有限公司·封开，特斯拉汽车（北京）有限公司·杨祎朦：独立储能容量租赁市场的关键影响因素. 《中国电力企业管理》
