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。

（来源：中国电力企业管理 作者：封开 杨祎朦）

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。