中國儲能網(wǎng)訊：近日市場上出現(xiàn)了一份特殊的招標(biāo)公告：山東國瑞能源集團(tuán)有限公司新能源風(fēng)電場（潔源平原、清風(fēng)平原）配套儲能租賃服務(wù)采購項目招標(biāo)公告。
根據(jù)該公告，山東國瑞能源集團(tuán)有限公司將就旗下國瑞潔源平原50MW風(fēng)電場項目、國瑞清風(fēng)平原50MW風(fēng)電場項目所需要租賃的儲能系統(tǒng)展開招標(biāo)，租賃2套儲能容量分別為10MW/20WMh的儲能系統(tǒng)。
根據(jù)儲能與電力市場的追蹤，這是中國首例可從公開渠道觀察到的容量租賃招標(biāo)合同，其結(jié)果或許會給目前類似于“黑匣子”一樣的實際項目的儲能容量租賃價格一個可以公開觀察到的機(jī)會。
從容量租賃的招投標(biāo)出發(fā)，本文想與讀者共同探討下目前艱難的儲能容量租賃市場。
以容量租賃為主要收益點帶動的獨立儲能電站，是2022年儲能市場絕對的明星產(chǎn)品。但2022年即將逝去，容量租賃卻陷入了困局。
儲能容量租賃
源于新能源強(qiáng)配儲能
當(dāng)新能源發(fā)電企業(yè)配置儲能帶來高額的投資成本，但實際儲能系統(tǒng)利用率卻很低時，建設(shè)大型儲能電站，并把容量租賃給需要儲能配額的新能源企業(yè)的模式就出現(xiàn)了。
對于新能源發(fā)電商來說，以租賃儲能來滿足新增新能源發(fā)電規(guī)模的儲能配比需求，一方面可投入較少的成本，另一方面不用承擔(dān)電站運維管理等工作，因此這一模式很快在中國得以鋪開。截至2022年上半年，在共享租賃的故事下，啟動的獨立儲能電站，規(guī)模就已經(jīng)達(dá)到9.24GW/18.55GWh。
這種形式的儲能電站，擁有自己獨立的接入點，可作為獨立的市場主體，被電網(wǎng)調(diào)度管理，參與各類電力市場。因此，誕生沒多久，便得到了新能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)、投資方、地方政府等的更多的關(guān)注。
新能源發(fā)電企業(yè)選擇該模式主要看重其投資成本低、易管理的特點，而其他方也各有其現(xiàn)實的考慮：
對于電網(wǎng)來說，以容量租賃模式建設(shè)的儲能電站通常單體規(guī)模較大、易于調(diào)度管理。根據(jù)儲能與電力市場的追蹤，100MW/200MWh已經(jīng)成為獨立式儲能電站最常見的配置規(guī)模，并且呈現(xiàn)出單體規(guī)?？焖僭黾拥内厔荨Ｏ鄬τ诜稚⒌馁Y源來說，這些大型電站更易被調(diào)度和為電網(wǎng)提供調(diào)峰等靈活性調(diào)節(jié)服務(wù)。甚至有的地方（比如湖南）電網(wǎng)旗下的綜合能源公司直接進(jìn)入儲能電站的投資、運營領(lǐng)域。
對于投資方來說，獨立儲能電站不再屬于風(fēng)光電站，可以獨立開發(fā)、投資、運營，投資主體清晰。因此也更容易創(chuàng)新電站的投資建設(shè)模式、在資本市場上講出一個清晰完整的故事。
對于地方政府來說，100MW/200MWh的電站帶動的投資接近4億，另外再附帶一些投資建廠資源落地的需求，可幫助地方政府實現(xiàn)招商引資的目標(biāo)，因而也更能得到地方政府的支持。
然而受關(guān)注并不意味著易操作，容量租賃從開始之初，就有那么點叫好不叫座的意思。
實際出租率低
依靠發(fā)電集團(tuán)消耗需求
山東第一批投運的調(diào)峰儲能電站示范項目中，就有業(yè)主表示，通過市場化渠道租賃的儲能容量約為10-20%。山東交易中心也表示，為了促進(jìn)儲能租賃，將按月組織和撮合容量租賃。
撮合交易的背后，是容量租賃難以實施的事實。山東省8月底發(fā)布的《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見（試行）》中，在考慮風(fēng)光電站配置儲能容量后的并網(wǎng)排序時，通過容量租賃滿足的儲能容量排序位于最末（優(yōu)先順序為：發(fā)電集團(tuán)自行建設(shè)配置大型獨立儲能電站項目>新能源場站配建儲能>租賃儲能項目），顯然，山東也更希望由發(fā)電集團(tuán)自行配建儲能，滿足集團(tuán)內(nèi)所屬新能源項目的儲能需求，這可能也在一定程度上說明了租賃模式遇冷（可參考文章：山東:優(yōu)先支持儲能配比高、配置獨立儲能的市場化新能源項目獲得并網(wǎng)資格）。
越來越多的儲能電站在開發(fā)過程中，容量租賃是否能順利實現(xiàn)已成為投資決策的關(guān)鍵因素，投資方甚至要看到容量租賃合同才愿意繼續(xù)推進(jìn)項目開展。因此由發(fā)電集團(tuán)主導(dǎo)開發(fā)的項目，可能更容易促使投資人下定投資決心。依靠發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部消耗儲能容量租賃，是目前的現(xiàn)狀。
獨立儲能電站盈利模式匱乏
租賃費用高
發(fā)電企業(yè)買單的局面并未改變
一個100MW/200MWh的獨立儲能電站，投資接近4億，需要實現(xiàn)年收益6000萬左右，才能實現(xiàn)一定的投資回報。
調(diào)峰+容量租賃，或者現(xiàn)貨價差收益+容量租賃，是目前主要的兩種收益模式。
1）在未開展電力現(xiàn)貨市場的區(qū)域，以調(diào)峰+容量租賃為主。深度調(diào)峰市場，如無特殊支持政策，則市場可參考調(diào)峰價格約為0.2元/kWh左右，以每天一次充放電循環(huán)，全年運行330天算，調(diào)峰市場的收益為1320萬元，這就意味著，需要在容量租賃市場獲取4500萬左右才能實現(xiàn)預(yù)定的收益水平。
2）在開展有現(xiàn)貨市場的區(qū)域，以現(xiàn)貨價差+容量租賃為主。山東還會疊加600萬元左右的容量補償費用。以山東為例，現(xiàn)貨價差約0.5元/kWh，以每天一次充放電循環(huán)，充放電效率85%，全年運行330天算，全年現(xiàn)貨市場收益不到2000萬元，這樣意味著，3500萬以上的租賃收入是獨立儲能電站運行的關(guān)鍵。
目前全國范圍內(nèi)，除河南外，并沒有租賃官方指導(dǎo)價出臺。各區(qū)域的租賃費用，實質(zhì)上是根據(jù)項目可以獲得的市場化收益（如調(diào)峰輔助服務(wù)），在滿足項目投資收益需求的情況下，進(jìn)行倒算的結(jié)果。河南的200元/kWh·年的政府指導(dǎo)價格下，一個兩小時的儲能系統(tǒng)，將意味著400元/kW·年的年租金水平，與以上分析的租金需求較為吻合。
顯然，儲能電站是否能算過賬，大頭仍在新能源發(fā)電企業(yè)租賃，發(fā)電企業(yè)仍舊面臨較大的成本壓力，強(qiáng)配的狀態(tài)并未改變。
租賃后容量使用權(quán)歸屬新能源企業(yè)
儲能電站盈利再添憂愁
作為共享儲能電站的發(fā)源地，在青海、新疆、甘肅等地，更偏向于儲能租賃后的容量由新能源場站行使使用權(quán)，儲能電站和新能源場站以雙邊協(xié)議的形式來確定儲能電站使用后獲取收益的歸屬。
甘肅新發(fā)布的《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》（征求意見稿）》就體現(xiàn)了這一思路，租賃容量歸新能源場站使用。
如果不能疊加收益，那么就意味著更高昂的租賃費用，新能源發(fā)電企業(yè)的租賃決策，顯然會更難達(dá)成。
新能源強(qiáng)配無疑不能給儲能一個長久的發(fā)展空間，發(fā)展的困局歸根結(jié)底是缺乏可持續(xù)的市場化的盈利模式。
獨立儲能電站何去何從，靜待市場改革給出答案。
