近日市场上出现了一份特殊的招标公告：山东国瑞能源集团有限公司新能源风电场（洁源平原、清风平原）配套储能租赁服务采购项目招标公告。

根据该公告，山东国瑞能源集团有限公司将就旗下国瑞洁源平原50MW风电场项目、国瑞清风平原50MW风电场项目所需要租赁的储能系统展开招标，租赁2套储能容量分别为10MW/20WMh的储能系统。

根据储能与电力市场的追踪，这是中国首例可从公开渠道观察到的容量租赁招标合同，其结果或许会给目前类似于“黑匣子”一样的实际项目的储能容量租赁价格一个可以公开观察到的机会。

从容量租赁的招投标出发，本文想与读者共同探讨下目前艰难的储能容量租赁市场。

以容量租赁为主要收益点带动的独立储能电站，是2022年储能市场绝对的明星产品。但2022年即将逝去，容量租赁却陷入了困局。

储能容量租赁

源于新能源强配储能

当新能源发电企业配置储能带来高额的投资成本，但实际储能系统利用率却很低时，建设大型储能电站，并把容量租赁给需要储能配额的新能源企业的模式就出现了。

对于新能源发电商来说，以租赁储能来满足新增新能源发电规模的储能配比需求，一方面可投入较少的成本，另一方面不用承担电站运维管理等工作，因此这一模式很快在中国得以铺开。截至2022年上半年，在共享租赁的故事下，启动的独立储能电站，规模就已经达到9.24GW/18.55GWh。

这种形式的储能电站，拥有自己独立的接入点，可作为独立的市场主体，被电网调度管理，参与各类电力市场。因此，诞生没多久，便得到了新能源发电企业、电网、投资方、地方政府等的更多的关注。

新能源发电企业选择该模式主要看重其投资成本低、易管理的特点，而其他方也各有其现实的考虑：

对于电网来说，以容量租赁模式建设的储能电站通常单体规模较大、易于调度管理。根据储能与电力市场的追踪，100MW/200MWh已经成为独立式储能电站最常见的配置规模，并且呈现出单体规模快速增加的趋势。相对于分散的资源来说，这些大型电站更易被调度和为电网提供调峰等灵活性调节服务。甚至有的地方（比如湖南）电网旗下的综合能源公司直接进入储能电站的投资、运营领域。

对于投资方来说，独立储能电站不再属于风光电站，可以独立开发、投资、运营，投资主体清晰。因此也更容易创新电站的投资建设模式、在资本市场上讲出一个清晰完整的故事。

对于地方政府来说，100MW/200MWh的电站带动的投资接近4亿，另外再附带一些投资建厂资源落地的需求，可帮助地方政府实现招商引资的目标，因而也更能得到地方政府的支持。

然而受关注并不意味着易操作，容量租赁从开始之初，就有那么点叫好不叫座的意思。

实际出租率低

依靠发电集团消耗需求

山东第一批投运的调峰储能电站示范项目中，就有业主表示，通过市场化渠道租赁的储能容量约为10-20%。山东交易中心也表示，为了促进储能租赁，将按月组织和撮合容量租赁。

撮合交易的背后，是容量租赁难以实施的事实。山东省8月底发布的《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》中，在考虑风光电站配置储能容量后的并网排序时，通过容量租赁满足的储能容量排序位于最末（优先顺序为：发电集团自行建设配置大型独立储能电站项目>新能源场站配建储能>租赁储能项目），显然，山东也更希望由发电集团自行配建储能，满足集团内所属新能源项目的储能需求，这可能也在一定程度上说明了租赁模式遇冷（可参考文章：山东:优先支持储能配比高、配置独立储能的市场化新能源项目获得并网资格）。

越来越多的储能电站在开发过程中，容量租赁是否能顺利实现已成为投资决策的关键因素，投资方甚至要看到容量租赁合同才愿意继续推进项目开展。因此由发电集团主导开发的项目，可能更容易促使投资人下定投资决心。依靠发电集团内部消耗储能容量租赁，是目前的现状。

独立储能电站盈利模式匮乏

租赁费用高

发电企业买单的局面并未改变

一个100MW/200MWh的独立储能电站，投资接近4亿，需要实现年收益6000万左右，才能实现一定的投资回报。

调峰+容量租赁，或者现货价差收益+容量租赁，是目前主要的两种收益模式。

1）在未开展电力现货市场的区域，以调峰+容量租赁为主。深度调峰市场，如无特殊支持政策，则市场可参考调峰价格约为0.2元/kWh左右，以每天一次充放电循环，全年运行330天算，调峰市场的收益为1320万元，这就意味着，需要在容量租赁市场获取4500万左右才能实现预定的收益水平。

2）在开展有现货市场的区域，以现货价差+容量租赁为主。山东还会叠加600万元左右的容量补偿费用。以山东为例，现货价差约0.5元/kWh，以每天一次充放电循环，充放电效率85%，全年运行330天算，全年现货市场收益不到2000万元，这样意味着，3500万以上的租赁收入是独立储能电站运行的关键。

目前全国范围内，除河南外，并没有租赁官方指导价出台。各区域的租赁费用，实质上是根据项目可以获得的市场化收益（如调峰辅助服务），在满足项目投资收益需求的情况下，进行倒算的结果。河南的200元/kWh·年的政府指导价格下，一个两小时的储能系统，将意味着400元/kW·年的年租金水平，与以上分析的租金需求较为吻合。

显然，储能电站是否能算过账，大头仍在新能源发电企业租赁，发电企业仍旧面临较大的成本压力，强配的状态并未改变。

租赁后容量使用权归属新能源企业

储能电站盈利再添忧愁

作为共享储能电站的发源地，在青海、新疆、甘肃等地，更偏向于储能租赁后的容量由新能源场站行使使用权，储能电站和新能源场站以双边协议的形式来确定储能电站使用后获取收益的归属。

甘肃新发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）》就体现了这一思路，租赁容量归新能源场站使用。

如果不能叠加收益，那么就意味着更高昂的租赁费用，新能源发电企业的租赁决策，显然会更难达成。

新能源强配无疑不能给储能一个长久的发展空间，发展的困局归根结底是缺乏可持续的市场化的盈利模式。

独立储能电站何去何从，静待市场改革给出答案。

原标题：储能容量租赁，想说落地不容易