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近期，獨立儲能項目規(guī)劃規(guī)模隨著政策推動不斷加大。據(jù)EESA統(tǒng)計，截至2023年8月，我國在建及規(guī)劃儲能項目規(guī)模約107GW/264GWh，其中，獨立儲能占比高達59%；按照初建成本1.5元/Wh計算，總投資額超2000億，因此，獨立儲能的盈利問題備受關(guān)注。

容量租賃收入作為獨立共享儲能的基本收入，對獨立儲能收益影響較大：以山西為例，容量租賃收入約占20年期獨立儲能電站收益的33%。（租賃價格120元/kWh/年，起始80%租賃比例，租賃率下降5%/3年；現(xiàn)貨市場價差0.56元/kWh;調(diào)頻單價5元/MW）但是，據(jù)EESA不完全統(tǒng)計，現(xiàn)階段容量租賃市場實際平均租賃年限僅為政策建議年限的20%，實際中標價格僅為平均指導(dǎo)價格的60%。保底收益真能保底嗎？未來獨立儲能容量租賃市場走向如何？

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容量租賃的起源

雙碳背景下，新能源在我國電力結(jié)構(gòu)中的占比不斷加大，電網(wǎng)波動和棄風棄光問題凸顯。儲能作為新型電力系統(tǒng)的重要支撐，可以有效解決新能源消納問題，平滑電網(wǎng)波動。因此，各地政府紛紛出臺強制配儲政策，要求新能源電站配置一定時長和比例的儲能，配置比例大約在10%-30%之間，時長在1-4小時間。不過，電源側(cè)配儲普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發(fā)揮儲能作用。據(jù)中電聯(lián)2022年11月發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》，國內(nèi)新能源配儲項目調(diào)用率不足，平均等效利用系數(shù)僅6.1%[1]，且分散的配置方式無法實現(xiàn)規(guī)模效益。相較于源側(cè)配儲，獨立儲能具備可集約化管理、利用率高、商業(yè)模式多樣化等諸多優(yōu)勢。因此中電聯(lián)指出，要逐步加大獨立共享儲能的建設(shè)比例；此外，各省也積極推動獨立儲能發(fā)展，如近日山東在《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》中提出將開展新型儲能配建轉(zhuǎn)獨立試點工作。在此背景下，新能源發(fā)電站不必再自建儲能，可通過租賃獨立儲能容量達成強制配儲要求，實現(xiàn)并網(wǎng)，進而產(chǎn)生了容量租賃市場。

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容量租賃市場現(xiàn)狀

為保障獨立儲能經(jīng)濟性，各地都出臺了容量租賃指導(dǎo)價格和時長要求。以能量容量計算（按照0.5C儲能系統(tǒng)換算），指導(dǎo)價格約處在100-300元/kWh/年區(qū)間，租賃年限在3-20年區(qū)間范圍。其中以吉林省最高：《吉林新型儲能建設(shè)實施方案》指出，首批示范項目綜合單位容量租賃費指導(dǎo)價約337元/kWh/年，新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)與儲能項目開發(fā)企業(yè)或運營單位簽訂長期租賃或購買合同，租賃期 20 年，儲能長期租賃或購買合同將作為新能源發(fā)電項目并入電網(wǎng)的前置條件。[2]

相較于官方指導(dǎo)價格和租賃年限，EESA調(diào)研發(fā)現(xiàn)的真實市場情況存在較大差距，價格與年限均大幅低于指導(dǎo)值：

從2023年中標的幾個儲能容量項目來看，實際租賃價格在105元-160元/kWh/年，僅為指導(dǎo)價格的60%；租賃年限在0.5-3年之間，與政策指導(dǎo)價格年限3-20年也相差甚遠。另外，兼顧長租賃年限與高租賃價格也并非易事。

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租賃價格影響因素

供需是影響容量租賃價格的主要因素，獨立儲能為供給方，新能源場站為需求方。各地區(qū)能源特性及配儲要求差異較大，難以對全國供需進行預(yù)測，本文僅以山西為例，對其供需結(jié)構(gòu)進行簡單預(yù)測?！渡轿魇√歼_峰實施方案》指出：到2025年，山西風電、光伏發(fā)電裝機容量達到8000萬千瓦左右，2030年達到1.2億千瓦左右。按照風光裝機現(xiàn)有存量[3]計算，2023年至2025年間光伏風電新增裝機量可達36GW；2026至2030年間山西風電光伏新增裝機約為40GW。山西省《十四五新型儲能發(fā)展實施方案》指出“到2025年，規(guī)劃容量達到6GW”；同時根據(jù)EESA項目數(shù)據(jù)庫在建和規(guī)劃項目統(tǒng)計預(yù)測，2023-2025年間，山西獨立儲能新增裝機量約達6.62GW；2026-2020年間可達10.4GW。

除供需外，租賃價格仍受諸多因素影響。一方面，獨立共享儲能前期建設(shè)投入大，沉沒成本高，在已經(jīng)具備現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)等多樣化盈利模式的情況下，建設(shè)方更傾向于低價租賃以收回固定成本，因此實際上買方更具議價能力。另一方面，信息不對稱也是導(dǎo)致租賃價格偏離市場均衡價格的重要因素。

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期待

一方面，容量租賃已經(jīng)呈市場化趨勢。寧夏、山東、山西等多個省份表示將建設(shè)容量租賃平臺，如山西省《2023年全省電力市場交易工作方案》表示，2023年將研究出臺新型儲能共享容量租賃交易機制，促進容量租賃市場化交易。租賃平臺的建立可減輕信息不對稱現(xiàn)象對容量租賃市場造成的影響，促進其健康有序發(fā)展。但容量租賃只是獨立共享儲能商業(yè)化發(fā)展進程中的權(quán)宜之計，新能源強制配儲政策背景下的容量租賃市場終究是戴著腳鐐跳舞。

另一方面，各地仍在加大政策力度促使新能源企業(yè)通過容量租賃形式配置儲能。如廣西“已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網(wǎng)新能源項目，暫不參與調(diào)峰輔助服務(wù)費用分攤”；河南“未投運儲能，電網(wǎng)不得調(diào)度和收購其電力電量”。因此，EESA預(yù)計，容量租賃仍可在較長一段時間內(nèi)支撐獨立儲能電站商業(yè)化價值的實現(xiàn)。

未來，隨著新能源在我國電力系統(tǒng)中的占比逐漸加大，電網(wǎng)波動也會更頻繁，獨立儲能在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮的作用只增不減。同時，大量資金投入也使得獨立儲能成本回收問題更為顯著。因此，如何正確引導(dǎo)獨立儲能商業(yè)化運行成為亟待解決的問題。經(jīng)EESA初步測算，目前在儲能容量實現(xiàn)80%長期租賃的理想化前提下，山西、山東等地獨立共享儲能初具經(jīng)濟性。但如上所言，目前容量租賃市場價格表現(xiàn)與實際租賃年限并不盡如人意，未來獨立共享儲能的經(jīng)濟性實現(xiàn)仍要依靠電力市場化改革的加快推進以及儲能成本向用戶側(cè)的合理轉(zhuǎn)移。 

原標題：實際價格≠指導(dǎo)價格，容量租賃收益能為獨立儲能經(jīng)濟性保底嗎？