独立储能容量租赁市场化“箭在弦上”

5月31日，河南省发改委发布关于征求《关于独立储能项目管理有关事项的通知》（简称：河南通知）修改意见的函，征求意见截止日期为6月3日。

《河南通知》对独立储能项目的备案、建设、容量租赁、充放电电价做出了详细的规定。

对于独立储能经济收入影响最大的容量租赁，《河南通知》指出独立储能容量可在全省范围内租赁；在此次《河南通知》发布后开工的集中式风光电站，不再配建储能，通过租赁方式配置储能。

据了解，目前国内独立储能电站的收益主要源于四个方面：容量租赁、现货市场、辅助服务、容量补偿。较为稳定的商业模式有“容量租赁+辅助服务”（多数未开展电力现货市场的省份，如湖南、宁夏等；江苏独立储能则逐渐建立“容量租赁+辅助服务+迎峰度夏调用补偿”盈利模式）、“容量租赁+现货市场+容量补偿”（山东）、“容量租赁+现货市场+一次调频”（山西）。

从山东独立储能电站2023年的收入结构来看，大约是租赁收入占比45%，容量电价收入约30%，电能量收益15%—20%。独立储能电站的容量租赁收入一定程度而言是储能电站收入的最主要来源。

纵观去年以来的容量租赁政策，按照0.5C储能系统换算，除吉林省高达337元/kWh·年外，其余省份储能容量租赁指导价集中在100-230元/kWh·年，按此区间计算平均值约165元/kWh·年，租赁年限鼓励签署5-10年长期合同，广西、广东、江苏等省份更是建议租期与新能源项目全生命周期相匹配。

此次，河南电力交易中心有限公司要确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制。对集中式风光项目，在《河南通知》正式印发后未开工的不再配建储能设施，应通过租赁方式配置储能。

在电价方面，《河南通知》指出调度机构不得在高电价时段调用充电、低电价时段调用放电，并针对不同时段，制定了独立储能电站的充放电价格政策。

值得一提的是，2023年6月发布的《关于加快新型储能发展的实施意见》中，对于2025年年底前按电网调度要求放电的独立储能，在迎峰度夏度冬期间放电电价的规定为：当月煤电市场化交易电价的1.64倍。

显然，此次的《河南通知》提高了放电电价结算标准，有利于储能获得更高价差。另外，此次《河南通知》补充了《关于加快新型储能发展的实施意见》中并未涉及的迎峰度夏度冬时期其他时段、非迎峰度夏度冬时期的放电电价结算方式，对于明确独立储能电站的收益，可起到积极的作用。

不过，容量租赁机制推行至今，仍处于“现实相对骨感”的状态。

从2023年中标的国内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。

据此前宁夏独立储能电站运营情况来看，中核汇能宁夏公司同心泉眼100MW/200MWh 储能电站自去年12月并网运行以来，主要的收益来源是参与电网调峰的充电放电获得，每月除去各项成本摊销实际收益只有100多万元，与电站4.2亿元投资额的预期收益“相差甚远”，达不到原来可研测算的收益。容量租赁市场也表现不佳，该电站目前只有一家租赁客户，仅出租了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。

此次《河南通知》详细规定了从并网项目建设、开工投运时间独立储能证策，旨在加快独立储能建设。同时，对于2022、2023年的第一批、第二批对储能电站示范项目，《河南通知》要求须在2024年底前开工建设，否则其接入审查意见废止，不享受有关的优惠政策，不再按照示范项目管理。

河南的政策向优不是孤例。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”；宁夏、山东、山西等多个省份规划建设容量租赁平台。

独立储能大省——山东容量租赁价格指导价格约为330元/kW·年，居于行业前列。据该省2023年全年情况看，实际租赁价格在200-300/kW·年间。按照260/kW·年计算，在容量实现80%出租的情况下，年租赁收入约2,000万元。不过，储能容量租赁市场极大程度受光伏、风电新增装机量直接影响动。

近期，国家能源集团山东烟台光伏项目并网配套储能容量租赁服务公开招标提到，投标人要确保招标人新能源光伏电站并网期间，不间断的享有该容量的储能指标配合在网服务，并负责配套储能投运期间电网公司协调工作，确保能够通过电网公司验收复核。

综合各方来看，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，容量租赁市场化“箭在弦上”；另一方面，能够提供租赁服务的储能项目对电网的调度尤为重要。

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。而伴随容量租赁市场化脚步加快，独立储能或将进入高速增长期，并将进一步推动储能行业走向正常、有序。