今年以來，獨立儲能電站投融資火熱，一方面源自獨立儲能電站在多個省份的實際投建項目迅速上量，單站項目規模越來越大；另一方面由于投資業主身份呈現出多元化特點，投資決策更為迅捷。與此同時，獨立儲能電站投資較火熱的省份對于獨立儲能電站的管理政策更是接連印發、迭代迅速，政策支持維度廣泛，力度明顯增強。

目前，容量租賃收入是獨立儲能電站最重要、占比最高的收入，決定了獨立儲能電站的經濟性。但當前很多新能源電站業主及金融機構對于如何判斷獨立儲能電站的容量租賃市場存在認知盲區，并不清楚影響價格形成的關鍵因素。本文將聚焦獨立儲能電站的容量租賃市場，通過對容量租賃市場的性質以及影響供需的關鍵因素等方面的分析，闡述相應的分析邏輯及框架，展示容量租賃的商業模式，驅散籠罩容量租賃市場的迷霧，讓容量租賃回歸商業價值判斷的本源。

容量租賃市場的性質

因“強制配儲”而形成

儲能在“源網荷儲互動”的新型電力系統下價值明顯，其配置可以有效解決新能源并網給電網帶來的各種負面影響，因此電網系統對于儲能需求明顯。但是該價值對于新能源電站而言，尤其從新能源電站業主的角度來看，受益的主要是電網，對新能源電站本身沒有明顯的收益，在此情景下，新能源電站業主配置儲能的動力不足。

從更高的站位和格局來看，電網配置儲能是必備的調節能力。但自《輸配電定價成本監審辦法》明確電網不得將儲能建設成本計入輸配電價后，電網側儲能隨即遇冷，進而各省份陸續出臺強制配置儲能的相關政策。在此大背景下，新能源電站業主才會租賃儲能容量，進而產生容量租賃市場。即當前容量租賃市場的誕生是因為政策驅動，而非市場自發產生，因此其進一步發展受政策因素影響較大，政策的可操作性、保障力度，直接決定容量租賃市場未來的發展。

各區域差異明顯

從全國層面來看，目前沒有統一的新能源配建儲能要求，除市場化并網項目根據國家發改委發改運行〔2021〕1138號文件要求應按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配置儲能外，對于保障性并網項目并未做出相關規定；從各省層面來看，對于保障性并網、市場化并網項目的要求各有不同，對于存量項目是否配置儲能要求也不相同，主要取決于各省份的新能源消納以及電網網架結構情況，一般而言，新能源大省要求的強配儲能比例相對較高。因此，各省份間沒有可比性，對于各省份容量租賃市場的研究應基于該省份的情況，容量租賃市場難以出現“全國大市場”。

容量租賃市場的價格中樞

容量租賃市場的價格受供需關系影響，同時也遵循價格圍繞價值波動的基本原理，有必要探尋對于新能源電站業主而言以經濟性計量的容量租賃的價格中樞。從筆者調研情況來看，各省份新能源電站在容量租賃市場供需平衡的背景下，對于容量租賃價格的初始定價或者報價，主要受兩方面影響：一是從新能源電站業主的角度來看，自建儲能成本構成了容量租賃價格的基礎，其可接受的年度容量租賃最高報價上限為自建儲能成本按照儲能生命周期進行均攤后的金額；二是從獨立儲能電站業主角度看，若所在省份的輔助服務、電力現貨市場收入等占比較高，在滿足一定收益率的情況下，獨立儲能電站業主會相應降低容量出租的價格下限。

買賣雙方博弈的定價模式將直接影響容量租賃的賣方如何看待自身容量出租的策略及價格。從目前調研來看，大部分業主的心態是在一定價格范圍內盡可能多出租容量，將容量租賃視同為對固定成本的回收，不存在一定的價格底線。部分對于市場判斷較為樂觀的業主，可能會等待在電網要求并網的強制性措施落地的節點再出租，這可能會承擔更大風險，卻可能獲得更高價格。整體而言，容量租賃市場從心態上看，屬于買方市場；從市場供需看，在“強制配儲”的相關節點附近，屬于賣方市場。

影響需求的關鍵因素分析

獨立儲能容量租賃的理論需求總量主要取決于該省份的“新能源強制配儲”比例以及存量項目是否配儲。但是該數值僅是理論值，若直接采用該結果作為需求總量去評估獨立儲能容量租賃市場供需關系，將會出現比較嚴重的誤判，因為在此之外至少還需要考慮以下因素：

需求的扣減項

一是央國企租賃需求。

需要了解各省份央國企是否真正存在租賃需求，因其自身持有大量新能源電站，從當前各省份公布的各類儲能示范類項目情況來看，部分央國企正在積極布局獨立儲能電站，那么其新能源電站的容量租賃需求將會內部消化，不會在市場中流通，這部分需求不屬于容量租賃市場供需關系中的真實需求。從筆者目前調研情況來看，不同央國企對于建設獨立儲能電站以滿足自身強制配儲要求的態度各不相同，大部分持觀望態度。考慮因素主要有兩點：一是考慮當前獨立儲能電站商業模式尚不清晰且未來建設成本存在較大的價格下降空間；二是考慮到電站運維及安全性方面等因素，所以選擇租賃模式。隨著未來這些因素的變化，不排除原采用租賃方式的央國企會轉向自建，有可能進一步擠壓需求總量。

二是民營電力集團租賃需求。

民營電力集團若在某省份新能源電站規模較大，根據調研情況來看，一般傾向于選擇自建獨立儲能電站以滿足“強制配儲”的要求，其原因在于一方面自建獨立儲能電站向集團內新能源電站租賃，可以調節價格，利用新能源電站稅收優惠政策，存在集團稅務籌劃方面的考慮；另一方面，民營電力集團當前融資成本并不高且授信充裕，不存在資金壓力，自建獨立儲能電站可以實現對儲能業務的有益探索。綜上，當前民營電力集團的容量租賃需求會內部消化，不是真實的市場需求。

三是自建儲能對租賃需求的分流。

從調研情況來看，新能源電站業主自建儲能的情況比較少，而且建設質量參差不齊，存在為了滿足要求而配建的情況，儲能電站性能較差。在獨立儲能電站收益尚不清晰的背景下，配建儲能短時期內實現經濟性的可能性較低。因此，目前新能源電站業主對于自建儲能主要持觀望態度，而這一部分新能源電站是獨立儲能容量租賃市場的買方，在容量租賃市場中呈現出對容量租賃市場整體信息掌握不對稱、對租賃價格相對敏感、數量大但單體需求較小的特征。

需求轉化的強度

一是政策落地強度。

懲罰性措施。各省份已經出臺的政策從時間先后上可以明顯看出，后出臺政策的省份其強制力度顯著增加，在借鑒其他省份前期已出臺政策的基礎上，在落地實施強度上有更多探索，例如最近征求意見的河南省相關措施基本是之前各類措施的集合。文件中的強制性措施包括“未投運儲能，電網不得調度和收購其電力電量……未按承諾履行新型儲能建設責任的，或未按承諾比例租賃新型儲能容量的新能源企業，按照未完成儲能容量對新能源容量規模的2倍予以扣除其并網容量”。通過上述政策要求，一方面從電網準入及電量收購的角度可以有效控制新增項目配置儲能，另一方面從扣除并網容量的角度可以有效控制存量項目配置儲能，基本完成“強制配儲”管理措施的閉環。

獎勵性措施。新能源電站怠于租賃儲能容量的一個主要原因是租賃儲能僅僅是并網先決條件，在支付租賃費用后并沒有獲得任何權利。有鑒于此，河南、廣西等省區的租賃政策有針對性地做出了調整：廣西的政策中明確“已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網新能源項目，暫不參與調峰輔助服務費用分攤”，河南省的政策是“同一區域內，儲能配比高的優先調度，容量相同的情況下，儲能時長長的優先調度。”政策不再局限于懲罰性措施，而是獎罰并舉，從根本上推動新能源電站業主租賃儲能容量。

二是政策保障維度。

從政策保障維度看，有三方面措施待落地，一是建立省內交易平臺進行容量租賃市場撮合交易，相關交易通過平臺進行，一方面能夠提高交易效率，便于管理，另一方面可以達到公示公信的作用，規范市場主體行為，穩定市場預期；二是鼓勵簽署長期限容量租賃協議；三是年度性公布容量租賃指導價格。從目前調研情況來看，后兩個維度的措施因為與市場自發形成的機制存在沖突，落地實施效果存疑。

影響供給的關鍵因素分析

根據國家相應投資管理辦法，獨立儲能電站投資采用備案制而非核準制，部分省份獨立儲能電站項目公司備案數量巨大，但是未來實際能夠獲得電網接入批復的項目寥寥。因獨立儲能容量電站的理論供給量在一定電網網架結構下是存在供應上限的，電網不會無限制地批準接入；同時，各省份通過發布示范項目或者儲能發展規劃的方式，對獨立儲能電站的部署總量范圍進行了框定。

供應存在上限

獨立儲能電站一般規劃于新能源富集地區或者負荷集中區域，該區域內可以優先接入的220千伏或330千伏電網變電站較少，在滿足新能源電站接入以及組網等需求后，其間隔側更為有限，剩余可供獨立儲能電站接入的間隔側正在被迅速搶占。在調研過程中了解到，部分省份的新能源富集區域變電站間隔側已經用盡。因此，在統計符合要求的變電站可用間隔側的基礎上，可以大致推算出在一定條件下獨立儲能電站的可接入數量上限，若能夠進一步了解變電站電源及負荷情況，可以大致計算出整體的獨立儲能電站接入規模。

發展規劃有序

各省份對于獨立儲能發展正在進行規劃，大部分政策對接入電網系統儲能總功率、儲能配置時長及比例、可部署區域及數量等進行明確建議，進入規劃的相應電站能夠在接入、土地審批等領域獲得優先的政策支持，通過政府規劃的方式引導市場主體穩定對市場供給總量的預期，實現獨立儲能電站有序發展。

容量租賃雖然作為獨立儲能電站的過渡性收入，政策強制性色彩濃厚，但是在獨立儲能電站相應成本無法向用戶側疏導或者輔助服務、電力現貨交易收入沒有成為主力或替代容量租賃收入之前，容量租賃收入支撐了獨立儲能電站發展的商業價值實現，筆者判斷這種情況仍將持續一段時間，因此全行業應該正視并重視容量租賃市場，才能夠準確判斷獨立儲能電站的商業投資價值。