网讯：2023年上半年新增投运储能项目中，独立式储能的装机占比为64%，已经超越可再生能源储能，成为我国最主要的储能应用领域。而2022年的这一数据为43%。
包括新疆在内的新能源配储需求大省，今年的政策支持重点也在向独立共享储能倾斜。在各地鼓励新能源租赁独立式储能容量的大背景下，独立式储能的装机占比有望进一步提高。
随着大量独立储能电站的投运，作为独立储能电站最主要的收入来源，储能容量租赁费用，实现的程度与预期存在一定的差距。数据显示，目前通过招投标市场形成的容量租赁价格平均值为126元/kWh·年，而各地政府出具的指导价格平均值为243.5元/kWh·年，前者仅为后者的51.8%。
容量租赁费用打折，市场化收益仍远不足以支撑独立储能电站的运行，这导致一方面独立储能的装机规模水涨船高；另一方面，投资独立储能电站却变得更为谨慎，甚至不乏独立储能投不动了的声音。
作为独立储能发展过程中的一定时期内的“权宜之计”，储能容量租赁，仍旧未摆脱“新能源强配储能”的底色。独立储能电站实现真正的商业化运行，仍需中国电力市场化改革的过程中，各类电力市场，尤其是电力辅助服务市场，为其创造更为公平、公正的多样化的盈利途径。
150-337元/kWh·年
多地制定容量租赁指导价
容量租赁费用的高低，对储能电站的盈利水平，影响重大。今年以来，多地出台的储能专项政策，也在容量租赁的指导价格上，做足了功夫，努力的目标就是为独立储能电站寻找一个固定的保底收入。
上表中，除新疆外，各地出台的容量租赁指导价多以千万时每年的形式出现，指导价范围为：150-337元/kWh·年，平均值为243.5元/kWh·年。
如以2小时储能系统考虑，则以上地区的容量租赁指导价换算到功率计量，范围为：300-674元/kW·年。
165-175元/kWh·年
根据收益需求反推容量租赁价格
从2021年山东开始推动租赁模式的独立储能电站开始，在全国范围内，约定俗称的一个容量租赁价格标准为300-400元/kW·年左右。这一标准，是结合电站投资成本、市场化收益（例如调峰辅助服务），在满足一定的投资收益率需求后，倒推的结果。
今年以来，储能电站的投资成本不断下降，2023年上半年目前0.5C的储能电站，EPC成本已降至1.61元/Wh。
以此价格为参考，假设储能电站参与调峰辅助服务补偿价格为0.2元/kWh，每天一次充放电循环，考虑一定的容量衰减率、融资成本、财务成本、运行成本等，如项目的全投资收益率按6%考虑，则反推得到，需要的容量租赁费标准约为330-350元/kW·年。按2小时的储能系统折算到kWh租赁费，则容量租赁价格为165-175元/kWh·年，平均值为170元/kWh·年。
显然，各地的容量租赁指导价（平均值为243.5元/kWh·年）如果能顺利推行，那么租金水平已经能满足独立储能电站的投资收益需求。
102-150元/kWh·年
市场化招标容量租赁价格
与政府指导价、市场期望价相比，新能源发电企业究竟愿意接受的容量租赁价格的水平是多少？今年以来陆续开标的以容量租赁为标的的项目，给读者提供了一探究竟的机会。
据储能与电力市场不完全统计，目前在宁夏、山东、湖南已经有多个项目完成了容量租赁招标工作。以各项目第一中标候选人的投标报价分析，通过竞争性的招投标，实现的容量租赁价格位于204-300元/kW·年、102-150元/kWh·年之间（完成租赁的项目均为2小时储能系统），平均值为126元/kWh·年。
以平均价进行比较，招标形成的租赁平均价（126元/kWh·年）仅为政府指导价平均价（243.5元//kWh·年）的52%。同时，这一价格也仅为投资回报需求的容量租赁平均价（170元/kWh·年）的74%。（注：均以2小时储能系统为考虑对象）
另外，目前通过招标形成的租赁期限最长为3年。这一年限，与政策建议5年以上、甚至与新能源全生命周期相匹配的租赁期，存在较大差异，与储能电站普遍的设计寿命15-20年，也存在加大差距。
这在一定程度上也显示了新能源发电企业在租赁储能容量上的不确定性的态度，储能容量租赁究竟能实现多大的效果，存在一定疑问。
保障容量租赁的顺利实现
各地努力出招
即便是现实可实现的容量租赁价格与预期价格存在较大差距，但在市场化收益尚不能支撑收益的情况下，某区域如能保证储能容量顺利出租，显然仍将会促进该区域的独立储能电站开展。
新能源按装机容量设定一定比例的配储比例，并鼓励租赁、购买储能容量的方式实现，是目前最普遍也最行之有效的政策，仅2023年上半年，就有超过30个区域（省、市、自治区）制定了5%-26%不等的新能源配置储能比例。
另外，为保证新能源按规定比例配置储能，确保储能与新能源同期投运，各地陆续出台了多项保障措施。其中，鼓励新能源场站租赁储能容量，是最主要的形式之一。例如：
云南省对未自建或租赁、购买储能设施的新能源项目，实行电价打折政策，上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算；
广东、河南等地，对于未完成配建储能承诺的新能源项目，实行不予调度或购买新能源电力、或按一定比例扣减新能源上网容量的措施；
贵州将往前追溯2年，对2021年1月1日后建成并网的集中式风光项目，均要求不低于10%/2h配储；
河南，对于配建储能的存量新能源项目，且储能达到独立储能运行条件的，给与辅助服务减免的鼓励；
湖南、湖北，对于在一定日期前投运的独立储能项目，在配置新能源方面，给与容量奖励；
西藏对于增配储能的光伏项目，在保障收购小时数方面将给与倾斜。
各地新能源配出的相关要求如下表所示。
除政策层面的新能源配储要求外，为促成储能容量顺利出租，各地管理部门也在积极开展撮合服务。
6月底，江苏省发改委为方便新能源业主单位与储能项目业主单位进一步联系，发布了8个已纳规的储能项目联系方式。虽然并没明确表示公布联系方式的用途，但不难理解，此项工作可便于推动独立储能电站的容量租赁交易。
山东省表示为了促进储能租赁，将按月组织和撮合容量租赁；山西省表示将研究出台新型储能共享容量租赁交易机制；而宁夏，如前文介绍，多个项目通过招投标，尝试市场化方式实现储能容量租赁。
但随着大量独立储能电站的集中投运，对容量租赁是否会出现、或者已经出现供大于求的局面的担忧，已经浮出水面。
以湖南为例，在630并网奖励新能源配置容量的激励下，2023年上半年该省一举投运了18个独立式储能电站，新增并网规模达到1.81GW/3.63GWh。截至目前，湖南省已累计投运独立储能电站2.5GW/5GWh。而根据《湖南省电力支撑能力提升行动方案（2022—2025年）》，湖南省2025年的储能发展目标为2GW。湖南的独立储能电站发展已超越预期。业内人士表示，湖南已经出现储能容量租赁价格下降的现象。
储能容量租赁，从一定程度上讲，是独立储能发展过程中的一定时期内的“权宜之计”。这一模式在给独立储能电站解决了一定的投资回报的问题的同时，仍旧未摆脱“新能源强配储能”的底色。
容量租赁之外，业内更期待在中国电力市场化改革的过程中，各类电力市场，尤其是电力辅助服务市场，能为储能创造更为公平、公正的多样化的盈利方式，进而实现独立储能电站真正的商业化运行。
