独立储能容量租赁市场的关键影响因素
今年以来，独立储能电站投融资火热，一方面源自独立储能电站在多个省份的实际投建项目迅速上量，单站项目规模越来越大；另一方面由于投资业主身份呈现出多元化特点，投资决策更为迅捷。与此同时，独立储能电站投资较火热的省份对于独立储能电站的管理政策更是接连印发、迭代迅速，政策支持维度广泛，力度明显增强。
目前，容量租赁收入是独立储能电站最重要、占比最高的收入，决定了独立储能电站的经济性。但当前很多新能源电站业主及金融机构对于如何判断独立储能电站的容量租赁市场存在认知盲区，并不清楚影响价格形成的关键因素。本文将聚焦独立储能电站的容量租赁市场，通过对容量租赁市场的性质以及影响供需的关键因素等方面的分析，阐述相应的分析逻辑及框架，展示容量租赁的商业模式，驱散笼罩容量租赁市场的迷雾，让容量租赁回归商业价值判断的本源。
容量租赁市场的性质因“强制配储”而形成
储能在“源网荷储互动”的新型电力系统下价值明显，其配置可以有效解决新能源并网给电网带来的各种负面影响，因此电网系统对于储能需求明显。但是该价值对于新能源电站而言，尤其从新能源电站业主的角度来看，受益的主要是电网，对新能源电站本身没有明显的收益，在此情景下，新能源电站业主配置储能的动力不足。
从更高的站位和格局来看，电网配置储能是必备的调节能力。但自《输配电定价成本监审办法》明确电网不得将储能建设成本计入输配电价后，电网侧储能随即遇冷，进而各省份陆续出台强制配置储能的相关政策。在此大背景下，新能源电站业主才会租赁储能容量，进而产生容量租赁市场。即当前容量租赁市场的诞生是因为政策驱动，而非市场自发产生，因此其进一步发展受政策因素影响较大，政策的可操作性、保障力度，直接决定容量租赁市场未来的发展。
各区域差异明显
从全国层面来看，目前没有统一的新能源配建储能要求，除市场化并网项目根据国家发改委发改运行〔2021〕1138号文件要求应按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配置储能外，对于保障性并网项目并未做出相关规定；从各省层面来看，对于保障性并网、市场化并网项目的要求各有不同，对于存量项目是否配置储能要求也不相同，主要取决于各省份的新能源消纳以及电网网架结构情况，一般而言，新能源大省要求的强配储能比例相对较高。因此，各省份间没有可比性，对于各省份容量租赁市场的研究应基于该省份的情况，容量租赁市场难以出现“全国大市场”。
容量租赁市场的价格中枢
容量租赁市场的价格受供需关系影响，同时也遵循价格围绕价值波动的基本原理，有必要探寻对于新能源电站业主而言以经济性计量的容量租赁的价格中枢。从笔者调研情况来看，各省份新能源电站在容量租赁市场供需平衡的背景下，对于容量租赁价格的初始定价或者报价，主要受两方面影响：一是从新能源电站业主的角度来看，自建储能成本构成了容量租赁价格的基础，其可接受的年度容量租赁最高报价上限为自建储能成本按照储能生命周期进行均摊后的金额；二是从独立储能电站业主角度看，若所在省份的辅助服务、电力现货市场收入等占比较高，在满足一定收益率的情况下，独立储能电站业主会相应降低容量出租的价格下限。
买卖双方博弈的定价模式将直接影响容量租赁的卖方如何看待自身容量出租的策略及价格。从目前调研来看，大部分业主的心态是在一定价格范围内尽可能多出租容量，将容量租赁视同为对固定成本的回收，不存在一定的价格底线。部分对于市场判断较为乐观的业主，可能会等待在电网要求并网的强制性措施落地的节点再出租，这可能会承担更大风险，却可能获得更高价格。整体而言，容量租赁市场从心态上看，属于买方市场；从市场供需看，在“强制配储”的相关节点附近，属于卖方市场。
影响需求的关键因素分析
独立储能容量租赁的理论需求总量主要取决于该省份的“新能源强制配储”比例以及存量项目是否配储。但是该数值仅是理论值，若直接采用该结果作为需求总量去评估独立储能容量租赁市场供需关系，将会出现比较严重的误判，因为在此之外至少还需要考虑以下因素：
需求的扣减项
一是央国企租赁需求。
需要了解各省份央国企是否真正存在租赁需求，因其自身持有大量新能源电站，从当前各省份公布的各类储能示范类项目情况来看，部分央国企正在积极布局独立储能电站，那么其新能源电站的容量租赁需求将会内部消化，不会在市场中流通，这部分需求不属于容量租赁市场供需关系中的真实需求。从笔者目前调研情况来看，不同央国企对于建设独立储能电站以满足自身强制配储要求的态度各不相同，大部分持观望态度。考虑因素主要有两点：一是考虑当前独立储能电站商业模式尚不清晰且未来建设成本存在较大的价格下降空间；二是考虑到电站运维及安全性方面等因素，所以选择租赁模式。随着未来这些因素的变化，不排除原采用租赁方式的央国企会转向自建，有可能进一步挤压需求总量。
二是民营电力集团租赁需求。
民营电力集团若在某省份新能源电站规模较大，根据调研情况来看，一般倾向于选择自建独立储能电站以满足“强制配储”的要求，其原因在于一方面自建独立储能电站向集团内新能源电站租赁，可以调节价格，利用新能源电站税收优惠政策，存在集团税务筹划方面的考虑；另一方面，民营电力集团当前融资成本并不高且授信充裕，不存在资金压力，自建独立储能电站可以实现对储能业务的有益探索。综上，当前民营电力集团的容量租赁需求会内部消化，不是真实的市场需求。
三是自建储能对租赁需求的分流。
从调研情况来看，新能源电站业主自建储能的情况比较少，而且建设质量参差不齐，存在为了满足要求而配建的情况，储能电站性能较差。在独立储能电站收益尚不清晰的背景下，配建储能短时期内实现经济性的可能性较低。因此，目前新能源电站业主对于自建储能主要持观望态度，而这一部分新能源电站是独立储能容量租赁市场的买方，在容量租赁市场中呈现出对容量租赁市场整体信息掌握不对称、对租赁价格相对敏感、数量大但单体需求较小的特征。
需求转化的强度
一是政策落地强度。
惩罚性措施。各省份已经出台的政策从时间先后上可以明显看出，后出台政策的省份其强制力度显著增加，在借鉴其他省份前期已出台政策的基础上，在落地实施强度上有更多探索，例如最近征求意见的河南省相关措施基本是之前各类措施的集合。文件中的强制性措施包括“未投运储能，电网不得调度和收购其电力电量……未按承诺履行新型储能建设责任的，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，按照未完成储能容量对新能源容量规模的2倍予以扣除其并网容量”。通过上述政策要求，一方面从电网准入及电量收购的角度可以有效控制新增项目配置储能，另一方面从扣除并网容量的角度可以有效控制存量项目配置储能，基本完成“强制配储”管理措施的闭环。
奖励性措施。新能源电站怠于租赁储能容量的一个主要原因是租赁储能仅仅是并网先决条件，在支付租赁费用后并没有获得任何权利。有鉴于此，河南、广西等省区的租赁政策有针对性地做出了调整：广西的政策中明确“已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊”，河南省的政策是“同一区域内，储能配比高的优先调度，容量相同的情况下，储能时长长的优先调度。”政策不再局限于惩罚性措施，而是奖罚并举，从根本上推动新能源电站业主租赁储能容量。
二是政策保障维度。
从政策保障维度看，有三方面措施待落地，一是建立省内交易平台进行容量租赁市场撮合交易，相关交易通过平台进行，一方面能够提高交易效率，便于管理，另一方面可以达到公示公信的作用，规范市场主体行为，稳定市场预期；二是鼓励签署长期限容量租赁协议；三是年度性公布容量租赁指导价格。从目前调研情况来看，后两个维度的措施因为与市场自发形成的机制存在冲突，落地实施效果存疑。
影响供给的关键因素分析
根据国家相应投资管理办法，独立储能电站投资采用备案制而非核准制，部分省份独立储能电站项目公司备案数量巨大，但是未来实际能够获得电网接入批复的项目寥寥。因独立储能容量电站的理论供给量在一定电网网架结构下是存在供应上限的，电网不会无限制地批准接入；同时，各省份通过发布示范项目或者储能发展规划的方式，对独立储能电站的部署总量范围进行了框定。
供应存在上限
独立储能电站一般规划于新能源富集地区或者负荷集中区域，该区域内可以优先接入的220千伏或330千伏电网变电站较少，在满足新能源电站接入以及组网等需求后，其间隔侧更为有限，剩余可供独立储能电站接入的间隔侧正在被迅速抢占。在调研过程中了解到，部分省份的新能源富集区域变电站间隔侧已经用尽。因此，在统计符合要求的变电站可用间隔侧的基础上，可以大致推算出在一定条件下独立储能电站的可接入数量上限，若能够进一步了解变电站电源及负荷情况，可以大致计算出整体的独立储能电站接入规模。
发展规划有序
各省份对于独立储能发展正在进行规划，大部分政策对接入电网系统储能总功率、储能配置时长及比例、可部署区域及数量等进行明确建议，进入规划的相应电站能够在接入、土地审批等领域获得优先的政策支持，通过政府规划的方式引导市场主体稳定对市场供给总量的预期，实现独立储能电站有序发展。
容量租赁虽然作为独立储能电站的过渡性收入，政策强制性色彩浓厚，但是在独立储能电站相应成本无法向用户侧疏导或者辅助服务、电力现货交易收入没有成为主力或替代容量租赁收入之前，容量租赁收入支撑了独立储能电站发展的商业价值实现，笔者判断这种情况仍将持续一段时间，因此全行业应该正视并重视容量租赁市场，才能够准确判断独立储能电站的商业投资价值。
