中国储能网讯：截至2022年底，我国新能源装机达7.99亿千瓦，占全国发电总装机的31.2%；新能源总发电量突破1万亿千瓦时，占全社会用电量的13.8%。根据《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，预计至2030年，我国新能源装机将达到18.25亿千瓦，占总装机的比例将达到48.0%。

  为应对新能源发电的大规模增长，国内各省市陆续出台了新能源配储政策。据统计，我国已有超过40个地区提出新能源配储相关要求，其中最为常见的要求为配储容量不小于新能源装机的10%、时长不小于2小时；而要求最高的新疆和西藏，其配储要求分别为25%×4小时和20%×4小时。中金公司基于彭博新能源财经（BNEF）数据，预测2025年国内新能源配储功率将达到2270万千瓦、容量将达到6190万千瓦时。

  在部分提出新能源配储政策的地区，新能源发电项目可采用项目自建、众筹共建（集群共享）或租赁等方式落实储能配置。其中，租赁方式是由发电企业与储能企业自主签订租赁合同，共享储能容量以满足新能源配储要求的方式，租赁合同应覆盖项目运营全生命周期，部分地区（如广东）还允许分期租赁。

  本文对比了新能源自建储能与租赁储能两种模式的优缺点，发现新能源租赁储能是一种实现多方共赢且较为灵活的商业模式，进而探讨了新能源租赁储能的关键机制，并提出相关建议。

  新能源自建储能和租赁储能的

  优缺点对比

  新能源自建储能模式的优势在于：第一，自建储能的所有权和运营权归新能源企业所有，储能可持续满足新能源配储的政策要求，无须承担储能租赁市场价格波动风险；第二，自建储能可与新能源场站联合运行，新能源可根据其自身消纳和调节需求自行安排储能充放电，满足新能源运行需求。其劣势在于：第一，自建储能前期投资成本高，增加新能源企业的经营压力；第二，部分新能源企业不具备运营储能电站的能力，导致储能的利用率不高；第三，储能由新能源企业自行调度控制，无法从电力系统全局角度实现储能的最优调度，难以从整体意义上实现储能效用最大化。

  新能源租赁储能模式的优势在于：第一，新能源无须考虑储能电站投资建设的问题，降低了新能源企业的前期投资成本，减少了经营压力及风险；第二，可以充分发挥共享储能的规模优势，通过均摊方式降低建设成本；第三，共享储能的容量较大，更易纳入电力系统调度运行，有利于储能提高利用率，充分发挥储能对电力系统的效用；第四，储能容量被租赁后仍可独立参与市场，有助于扩展独立储能收益渠道，促进储能行业发展。租赁储能模式的劣势在于已有租赁合同到期后，新能源企业在签订新合同时需要承担储能租赁市场价格波动风险。

  通过以上分析可知，租赁储能有助于降低新能源建设初期的投资和运营成本，更好发挥储能规模优势，实现储能对系统效益最大化，推动储能行业发展，是一种实现多方共赢且较为灵活的商业模式。探索建立新能源租赁储能的相关机制及商业运营模式，对于推动电力行业高质量发展具有重要意义。

新能源租赁储能的关键机制

  结合国内各省（区）的经验和实际情况，下面对新能源租赁储能的租赁标的、收益分享模式、租赁指导价和参与现货市场模式等关键机制展开探讨。

  （一）租赁标的

  当前各地政策分别规定了新能源配储的最低容量和时长要求，但具体到储能租赁时，在满足给定容量和时长的前提下，存在充放电功率（兆瓦）和电量容量（兆瓦时）两种租赁标的。

  以充放电功率（兆瓦）为租赁标的是指储能将其按功率计算的充放电能力租赁给新能源，其优点是租赁的储能功率可随时调用；缺点是对于共享储能而言，其超过政策规定小时的电量容量无法出租，不利于长续航储能的成本回收。以电量容量（兆瓦时）为租赁标的是指储能将其按电量计算的储存能力租赁给新能源，其优点是长续航共享储能可将超过政策规定小时的电量容量切分后出租给不同新能源，以此增加灵活性和共享储能的收益；缺点是不同新能源租赁的电量容量可能无法同时调用。

  当前，在我国出台储能租赁指导价的5个省（区）中，浙江、河南、广西、吉林4个省（区）的租赁标的为电量容量（千瓦时），新疆的租赁标的为充放电功率（千瓦）。

  表1：国内部分省（区）租赁标的与指导价

  数据来源：公开信息

  当前，新能源配置储能通常以功率型为主。随着新能源装机容量和发电比例的提升，其对储能时长的要求将越来越高。为了鼓励长续航储能发展、满足系统调节需求，建议优先采用电量容量（兆瓦时）作为租赁标的，充分体现新型储能的容量价值。

  （二）收益分享模式

  目前国内新能源租赁储能的收益分享模式主要有两种：一种是新能源按照全成本价格租赁储能，并分享储能在市场中获得的收益；另一种是新能源按照扣减市场收益后的成本价格租赁储能，不分享市场收益。

  1.新能源分享收益模式

  在考虑设定的内部收益率（IRR）下计算储能年度建设运营成本，以该值除以租赁标的数量得到储能的租赁价格。储能在市场中获得的收益由新能源和储能共同分享。该模式下储能租赁价格较高，有助于共享储能获得稳定的租赁收益回收成本，但相应增加了新能源的租赁成本和收益风险。由于储能投资商可获得无风险的IRR预期收益率，该模式不利于推动储能投资商主动提高运营水平，以获取更高的市场收益。

  2.新能源不分享收益模式

  在根据IRR计算得到储能年度建设运营成本后，考虑储能参与电能量市场、辅助服务市场预期获得的收益，将年度建设运营成本扣减预估的年度市场收益，除以租赁标的数量得到租赁指导价。储能在市场中获得的收益由储能独占。该模式下储能租赁价格较低，有助于减少新能源配储的租金成本，也有利于激励储能提高运营水平，增加市场收益，但储能需独自承担市场收益波动风险。

  对比以上两种模式，新能源不分享收益模式可以使新能源以更低的价格租赁储能，也有助于激励共享储能主动提高市场运营能力，获取更大的市场收益。因此，建议在起步阶段优先采用新能源不分享收益模式，待租赁市场成熟后逐渐转为两种模式并存。

  （三）租赁指导价

  设定租赁指导价可为市场主体提供交易参考，防止市场主体在市场未成熟时获取超额利益或承担过高风险。在当前国内开展新能源租赁储能的7个省（区）中，浙江、河南、广西、吉林及新疆5个省（区）由政府提供租赁指导价（详见表1），其中最高指导价为337元/千瓦时（吉林），最低指导价为160元/千瓦时（广西）。甘肃、湖南未给出政府租赁指导价，租赁价格和容量由双方自主决定。租赁指导价在制定时所考虑的因素包括：

  1.储能成本

  独立储能全寿命周期成本主要包括建设成本和运营成本两部分，其中建设成本主要由设备成本、施工建造成本以及土地成本组成，可参考EPC总承包的价格确定。运营成本主要包括运行管理人工成本、保险费、修理费、独立储能系统试验费用、运维费用等。储能的年度运营成本占储能电站建设成本的1%—2%。

  2.预估市场收益

  当前，独立储能的预估市场收益主要包括现货电能量市场、调频市场以及辅助服务补偿预估收益三部分。其中，现货电能量市场预估收益可基于历史现货价差计算；调频市场预估收益可根据调频市场历史数据，结合储能电站参与调频市场的容量推算；辅助服务预估收益主要包括深度调峰补偿、一次调频补偿、AVC补偿等，也可根据历史数据推算。

  建议在制定储能租赁指导价时遵循以下原则：一是租赁指导价的确定应充分参考储能的实际建设运营成本和市场收益，在保障储能主体合理收益的同时，尽量避免新能源付出过高的租赁价格；二是不同充/放电倍率的储能可以根据成本差异，执行不同标准指导价；三是指导价格应参考储能建设成本及市场收益水平适时进行调整，并根据测算差异，对不同时期建设的储能电站的参考租赁价格予以区分。

  （四）参与现货市场模式

  新能源与所租赁的储能可分别以联合方式和独立方式参与现货市场。

  1.联合参与

  储能和新能源作为联合主体共同参与现货市场，新能源出力和储能充放电曲线叠加后按照市场出清结果运行，联合体内部新能源和储能的出力由其自行控制。这种模式下，新能源可以通过储能弥补自身功率预测偏差，但新能源与储能需处于同一电网节点，否则市场运营机构无法据此开展电网安全校核。

  2.独立参与

  新能源和储能分别以独立个体身份参与现货市场，独立报价并根据市场出清结果运行。市场运营机构根据实际情况分别对两者进行调用，充分利用储能灵活调整的特性，最大化发挥对电网稳定安全的效用。这种模式下，储能使用权和租赁关系解耦，不受地理位置限制，租赁对象选择更加丰富，充分体现了新能源租赁储能的金融属性。

  对比以上两种模式，联合参与模式对新能源与储能的地理位置要求较高，更适合新能源自建储能；独立参与模式不受地理位置限制，更适合新能源租赁储能。因此，建议新能源租赁储能时优先采用独立参与现货市场模式。