中國儲能網(wǎng)訊：2023年上半年新增投運儲能項目中，獨立式儲能的裝機占比為64%，已經(jīng)超越可再生能源儲能，成為我國最主要的儲能應(yīng)用領(lǐng)域。而2022年的這一數(shù)據(jù)為43%。
包括新疆在內(nèi)的新能源配儲需求大省，今年的政策支持重點也在向獨立共享儲能傾斜。在各地鼓勵新能源租賃獨立式儲能容量的大背景下，獨立式儲能的裝機占比有望進一步提高。
隨著大量獨立儲能電站的投運，作為獨立儲能電站最主要的收入來源，儲能容量租賃費用，實現(xiàn)的程度與預(yù)期存在一定的差距。數(shù)據(jù)顯示，目前通過招投標市場形成的容量租賃價格平均值為126元/kWh·年，而各地政府出具的指導(dǎo)價格平均值為243.5元/kWh·年，前者僅為后者的51.8%。
容量租賃費用打折，市場化收益仍遠不足以支撐獨立儲能電站的運行，這導(dǎo)致一方面獨立儲能的裝機規(guī)模水漲船高；另一方面，投資獨立儲能電站卻變得更為謹慎，甚至不乏獨立儲能投不動了的聲音。
作為獨立儲能發(fā)展過程中的一定時期內(nèi)的“權(quán)宜之計”，儲能容量租賃，仍舊未擺脫“新能源強配儲能”的底色。獨立儲能電站實現(xiàn)真正的商業(yè)化運行，仍需中國電力市場化改革的過程中，各類電力市場，尤其是電力輔助服務(wù)市場，為其創(chuàng)造更為公平、公正的多樣化的盈利途徑。
150-337元/kWh·年
多地制定容量租賃指導(dǎo)價
容量租賃費用的高低，對儲能電站的盈利水平，影響重大。今年以來，多地出臺的儲能專項政策，也在容量租賃的指導(dǎo)價格上，做足了功夫，努力的目標就是為獨立儲能電站尋找一個固定的保底收入。
上表中，除新疆外，各地出臺的容量租賃指導(dǎo)價多以千萬時每年的形式出現(xiàn)，指導(dǎo)價范圍為：150-337元/kWh·年，平均值為243.5元/kWh·年。
如以2小時儲能系統(tǒng)考慮，則以上地區(qū)的容量租賃指導(dǎo)價換算到功率計量，范圍為：300-674元/kW·年。
165-175元/kWh·年
根據(jù)收益需求反推容量租賃價格
從2021年山東開始推動租賃模式的獨立儲能電站開始，在全國范圍內(nèi)，約定俗稱的一個容量租賃價格標準為300-400元/kW·年左右。這一標準，是結(jié)合電站投資成本、市場化收益（例如調(diào)峰輔助服務(wù)），在滿足一定的投資收益率需求后，倒推的結(jié)果。
今年以來，儲能電站的投資成本不斷下降，2023年上半年目前0.5C的儲能電站，EPC成本已降至1.61元/Wh。
以此價格為參考，假設(shè)儲能電站參與調(diào)峰輔助服務(wù)補償價格為0.2元/kWh，每天一次充放電循環(huán)，考慮一定的容量衰減率、融資成本、財務(wù)成本、運行成本等，如項目的全投資收益率按6%考慮，則反推得到，需要的容量租賃費標準約為330-350元/kW·年。按2小時的儲能系統(tǒng)折算到kWh租賃費，則容量租賃價格為165-175元/kWh·年，平均值為170元/kWh·年。
顯然，各地的容量租賃指導(dǎo)價（平均值為243.5元/kWh·年）如果能順利推行，那么租金水平已經(jīng)能滿足獨立儲能電站的投資收益需求。
102-150元/kWh·年
市場化招標容量租賃價格
與政府指導(dǎo)價、市場期望價相比，新能源發(fā)電企業(yè)究竟愿意接受的容量租賃價格的水平是多少？今年以來陸續(xù)開標的以容量租賃為標的的項目，給讀者提供了一探究竟的機會。
據(jù)儲能與電力市場不完全統(tǒng)計，目前在寧夏、山東、湖南已經(jīng)有多個項目完成了容量租賃招標工作。以各項目第一中標候選人的投標報價分析，通過競爭性的招投標，實現(xiàn)的容量租賃價格位于204-300元/kW·年、102-150元/kWh·年之間（完成租賃的項目均為2小時儲能系統(tǒng)），平均值為126元/kWh·年。
以平均價進行比較，招標形成的租賃平均價（126元/kWh·年）僅為政府指導(dǎo)價平均價（243.5元//kWh·年）的52%。同時，這一價格也僅為投資回報需求的容量租賃平均價（170元/kWh·年）的74%。（注：均以2小時儲能系統(tǒng)為考慮對象）
另外，目前通過招標形成的租賃期限最長為3年。這一年限，與政策建議5年以上、甚至與新能源全生命周期相匹配的租賃期，存在較大差異，與儲能電站普遍的設(shè)計壽命15-20年，也存在加大差距。
這在一定程度上也顯示了新能源發(fā)電企業(yè)在租賃儲能容量上的不確定性的態(tài)度，儲能容量租賃究竟能實現(xiàn)多大的效果，存在一定疑問。
保障容量租賃的順利實現(xiàn)
各地努力出招
即便是現(xiàn)實可實現(xiàn)的容量租賃價格與預(yù)期價格存在較大差距，但在市場化收益尚不能支撐收益的情況下，某區(qū)域如能保證儲能容量順利出租，顯然仍將會促進該區(qū)域的獨立儲能電站開展。
新能源按裝機容量設(shè)定一定比例的配儲比例，并鼓勵租賃、購買儲能容量的方式實現(xiàn)，是目前最普遍也最行之有效的政策，僅2023年上半年，就有超過30個區(qū)域（省、市、自治區(qū)）制定了5%-26%不等的新能源配置儲能比例。
另外，為保證新能源按規(guī)定比例配置儲能，確保儲能與新能源同期投運，各地陸續(xù)出臺了多項保障措施。其中，鼓勵新能源場站租賃儲能容量，是最主要的形式之一。例如：
云南省對未自建或租賃、購買儲能設(shè)施的新能源項目，實行電價打折政策，上網(wǎng)電價按清潔能源市場交易均價的90%結(jié)算；
廣東、河南等地，對于未完成配建儲能承諾的新能源項目，實行不予調(diào)度或購買新能源電力、或按一定比例扣減新能源上網(wǎng)容量的措施；
貴州將往前追溯2年，對2021年1月1日后建成并網(wǎng)的集中式風光項目，均要求不低于10%/2h配儲；
河南，對于配建儲能的存量新能源項目，且儲能達到獨立儲能運行條件的，給與輔助服務(wù)減免的鼓勵；
湖南、湖北，對于在一定日期前投運的獨立儲能項目，在配置新能源方面，給與容量獎勵；
西藏對于增配儲能的光伏項目，在保障收購小時數(shù)方面將給與傾斜。
各地新能源配出的相關(guān)要求如下表所示。
除政策層面的新能源配儲要求外，為促成儲能容量順利出租，各地管理部門也在積極開展撮合服務(wù)。
6月底，江蘇省發(fā)改委為方便新能源業(yè)主單位與儲能項目業(yè)主單位進一步聯(lián)系，發(fā)布了8個已納規(guī)的儲能項目聯(lián)系方式。雖然并沒明確表示公布聯(lián)系方式的用途，但不難理解，此項工作可便于推動獨立儲能電站的容量租賃交易。
山東省表示為了促進儲能租賃，將按月組織和撮合容量租賃；山西省表示將研究出臺新型儲能共享容量租賃交易機制；而寧夏，如前文介紹，多個項目通過招投標，嘗試市場化方式實現(xiàn)儲能容量租賃。
但隨著大量獨立儲能電站的集中投運，對容量租賃是否會出現(xiàn)、或者已經(jīng)出現(xiàn)供大于求的局面的擔憂，已經(jīng)浮出水面。
以湖南為例，在630并網(wǎng)獎勵新能源配置容量的激勵下，2023年上半年該省一舉投運了18個獨立式儲能電站，新增并網(wǎng)規(guī)模達到1.81GW/3.63GWh。截至目前，湖南省已累計投運獨立儲能電站2.5GW/5GWh。而根據(jù)《湖南省電力支撐能力提升行動方案（2022—2025年）》，湖南省2025年的儲能發(fā)展目標為2GW。湖南的獨立儲能電站發(fā)展已超越預(yù)期。業(yè)內(nèi)人士表示，湖南已經(jīng)出現(xiàn)儲能容量租賃價格下降的現(xiàn)象。
儲能容量租賃，從一定程度上講，是獨立儲能發(fā)展過程中的一定時期內(nèi)的“權(quán)宜之計”。這一模式在給獨立儲能電站解決了一定的投資回報的問題的同時，仍舊未擺脫“新能源強配儲能”的底色。
容量租賃之外，業(yè)內(nèi)更期待在中國電力市場化改革的過程中，各類電力市場，尤其是電力輔助服務(wù)市場，能為儲能創(chuàng)造更為公平、公正的多樣化的盈利方式，進而實現(xiàn)獨立儲能電站真正的商業(yè)化運行。
