中國儲能網訊：截至2022年底，我國新能源裝機達7.99億千瓦，占全國發(fā)電總裝機的31.2%；新能源總發(fā)電量突破1萬億千瓦時，占全社會用電量的13.8%。根據《中國2030年能源電力發(fā)展規(guī)劃研究及2060年展望》，預計至2030年，我國新能源裝機將達到18.25億千瓦，占總裝機的比例將達到48.0%。
為應對新能源發(fā)電的大規(guī)模增長，國內各省市陸續(xù)出臺了新能源配儲政策。據統(tǒng)計，我國已有超過40個地區(qū)提出新能源配儲相關要求，其中最為常見的要求為配儲容量不小于新能源裝機的10%、時長不小于2小時；而要求最高的新疆和西藏，其配儲要求分別為25%×4小時和20%×4小時。中金公司基于彭博新能源財經（BNEF）數據，預測2025年國內新能源配儲功率將達到2270萬千瓦、容量將達到6190萬千瓦時。
在部分提出新能源配儲政策的地區(qū)，新能源發(fā)電項目可采用項目自建、眾籌共建（集群共享）或租賃等方式落實儲能配置。其中，租賃方式是由發(fā)電企業(yè)與儲能企業(yè)自主簽訂租賃合同，共享儲能容量以滿足新能源配儲要求的方式，租賃合同應覆蓋項目運營全生命周期，部分地區(qū)（如廣東）還允許分期租賃。
本文對比了新能源自建儲能與租賃儲能兩種模式的優(yōu)缺點，發(fā)現新能源租賃儲能是一種實現多方共贏且較為靈活的商業(yè)模式，進而探討了新能源租賃儲能的關鍵機制，并提出相關建議。
新能源自建儲能和租賃儲能的
優(yōu)缺點對比
新能源自建儲能模式的優(yōu)勢在于：第一，自建儲能的所有權和運營權歸新能源企業(yè)所有，儲能可持續(xù)滿足新能源配儲的政策要求，無須承擔儲能租賃市場價格波動風險；第二，自建儲能可與新能源場站聯合運行，新能源可根據其自身消納和調節(jié)需求自行安排儲能充放電，滿足新能源運行需求。其劣勢在于：第一，自建儲能前期投資成本高，增加新能源企業(yè)的經營壓力；第二，部分新能源企業(yè)不具備運營儲能電站的能力，導致儲能的利用率不高；第三，儲能由新能源企業(yè)自行調度控制，無法從電力系統(tǒng)全局角度實現儲能的最優(yōu)調度，難以從整體意義上實現儲能效用最大化。
新能源租賃儲能模式的優(yōu)勢在于：第一，新能源無須考慮儲能電站投資建設的問題，降低了新能源企業(yè)的前期投資成本，減少了經營壓力及風險；第二，可以充分發(fā)揮共享儲能的規(guī)模優(yōu)勢，通過均攤方式降低建設成本；第三，共享儲能的容量較大，更易納入電力系統(tǒng)調度運行，有利于儲能提高利用率，充分發(fā)揮儲能對電力系統(tǒng)的效用；第四，儲能容量被租賃后仍可獨立參與市場，有助于擴展獨立儲能收益渠道，促進儲能行業(yè)發(fā)展。租賃儲能模式的劣勢在于已有租賃合同到期后，新能源企業(yè)在簽訂新合同時需要承擔儲能租賃市場價格波動風險。
通過以上分析可知，租賃儲能有助于降低新能源建設初期的投資和運營成本，更好發(fā)揮儲能規(guī)模優(yōu)勢，實現儲能對系統(tǒng)效益最大化，推動儲能行業(yè)發(fā)展，是一種實現多方共贏且較為靈活的商業(yè)模式。探索建立新能源租賃儲能的相關機制及商業(yè)運營模式，對于推動電力行業(yè)高質量發(fā)展具有重要意義。
新能源租賃儲能的關鍵機制
結合國內各?。▍^(qū)）的經驗和實際情況，下面對新能源租賃儲能的租賃標的、收益分享模式、租賃指導價和參與現貨市場模式等關鍵機制展開探討。
（一）租賃標的
當前各地政策分別規(guī)定了新能源配儲的最低容量和時長要求，但具體到儲能租賃時，在滿足給定容量和時長的前提下，存在充放電功率（兆瓦）和電量容量（兆瓦時）兩種租賃標的。
以充放電功率（兆瓦）為租賃標的是指儲能將其按功率計算的充放電能力租賃給新能源，其優(yōu)點是租賃的儲能功率可隨時調用；缺點是對于共享儲能而言，其超過政策規(guī)定小時的電量容量無法出租，不利于長續(xù)航儲能的成本回收。以電量容量（兆瓦時）為租賃標的是指儲能將其按電量計算的儲存能力租賃給新能源，其優(yōu)點是長續(xù)航共享儲能可將超過政策規(guī)定小時的電量容量切分后出租給不同新能源，以此增加靈活性和共享儲能的收益；缺點是不同新能源租賃的電量容量可能無法同時調用。
當前，在我國出臺儲能租賃指導價的5個?。▍^(qū)）中，浙江、河南、廣西、吉林4個省（區(qū)）的租賃標的為電量容量（千瓦時），新疆的租賃標的為充放電功率（千瓦）。
表1：國內部分?。▍^(qū)）租賃標的與指導價
數據來源：公開信息
當前，新能源配置儲能通常以功率型為主。隨著新能源裝機容量和發(fā)電比例的提升，其對儲能時長的要求將越來越高。為了鼓勵長續(xù)航儲能發(fā)展、滿足系統(tǒng)調節(jié)需求，建議優(yōu)先采用電量容量（兆瓦時）作為租賃標的，充分體現新型儲能的容量價值。
（二）收益分享模式
目前國內新能源租賃儲能的收益分享模式主要有兩種：一種是新能源按照全成本價格租賃儲能，并分享儲能在市場中獲得的收益；另一種是新能源按照扣減市場收益后的成本價格租賃儲能，不分享市場收益。
1.新能源分享收益模式
在考慮設定的內部收益率（IRR）下計算儲能年度建設運營成本，以該值除以租賃標的數量得到儲能的租賃價格。儲能在市場中獲得的收益由新能源和儲能共同分享。該模式下儲能租賃價格較高，有助于共享儲能獲得穩(wěn)定的租賃收益回收成本，但相應增加了新能源的租賃成本和收益風險。由于儲能投資商可獲得無風險的IRR預期收益率，該模式不利于推動儲能投資商主動提高運營水平，以獲取更高的市場收益。
2.新能源不分享收益模式
在根據IRR計算得到儲能年度建設運營成本后，考慮儲能參與電能量市場、輔助服務市場預期獲得的收益，將年度建設運營成本扣減預估的年度市場收益，除以租賃標的數量得到租賃指導價。儲能在市場中獲得的收益由儲能獨占。該模式下儲能租賃價格較低，有助于減少新能源配儲的租金成本，也有利于激勵儲能提高運營水平，增加市場收益，但儲能需獨自承擔市場收益波動風險。
對比以上兩種模式，新能源不分享收益模式可以使新能源以更低的價格租賃儲能，也有助于激勵共享儲能主動提高市場運營能力，獲取更大的市場收益。因此，建議在起步階段優(yōu)先采用新能源不分享收益模式，待租賃市場成熟后逐漸轉為兩種模式并存。
（三）租賃指導價
設定租賃指導價可為市場主體提供交易參考，防止市場主體在市場未成熟時獲取超額利益或承擔過高風險。在當前國內開展新能源租賃儲能的7個?。▍^(qū)）中，浙江、河南、廣西、吉林及新疆5個?。▍^(qū)）由政府提供租賃指導價（詳見表1），其中最高指導價為337元/千瓦時（吉林），最低指導價為160元/千瓦時（廣西）。甘肅、湖南未給出政府租賃指導價，租賃價格和容量由雙方自主決定。租賃指導價在制定時所考慮的因素包括：
1.儲能成本
獨立儲能全壽命周期成本主要包括建設成本和運營成本兩部分，其中建設成本主要由設備成本、施工建造成本以及土地成本組成，可參考EPC總承包的價格確定。運營成本主要包括運行管理人工成本、保險費、修理費、獨立儲能系統(tǒng)試驗費用、運維費用等。儲能的年度運營成本占儲能電站建設成本的1%—2%。
2. 預估市場收益
當前，獨立儲能的預估市場收益主要包括現貨電能量市場、調頻市場以及輔助服務補償預估收益三部分。其中，現貨電能量市場預估收益可基于歷史現貨價差計算；調頻市場預估收益可根據調頻市場歷史數據，結合儲能電站參與調頻市場的容量推算；輔助服務預估收益主要包括深度調峰補償、一次調頻補償、AVC補償等，也可根據歷史數據推算。
建議在制定儲能租賃指導價時遵循以下原則：一是租賃指導價的確定應充分參考儲能的實際建設運營成本和市場收益，在保障儲能主體合理收益的同時，盡量避免新能源付出過高的租賃價格；二是不同充/放電倍率的儲能可以根據成本差異，執(zhí)行不同標準指導價；三是指導價格應參考儲能建設成本及市場收益水平適時進行調整，并根據測算差異，對不同時期建設的儲能電站的參考租賃價格予以區(qū)分。
（四）參與現貨市場模式
新能源與所租賃的儲能可分別以聯合方式和獨立方式參與現貨市場。
1.聯合參與
儲能和新能源作為聯合主體共同參與現貨市場，新能源出力和儲能充放電曲線疊加后按照市場出清結果運行，聯合體內部新能源和儲能的出力由其自行控制。這種模式下，新能源可以通過儲能彌補自身功率預測偏差，但新能源與儲能需處于同一電網節(jié)點，否則市場運營機構無法據此開展電網安全校核。
2.獨立參與
新能源和儲能分別以獨立個體身份參與現貨市場，獨立報價并根據市場出清結果運行。市場運營機構根據實際情況分別對兩者進行調用，充分利用儲能靈活調整的特性，最大化發(fā)揮對電網穩(wěn)定安全的效用。這種模式下，儲能使用權和租賃關系解耦，不受地理位置限制，租賃對象選擇更加豐富，充分體現了新能源租賃儲能的金融屬性。
對比以上兩種模式，聯合參與模式對新能源與儲能的地理位置要求較高，更適合新能源自建儲能；獨立參與模式不受地理位置限制，更適合新能源租賃儲能。因此，建議新能源租賃儲能時優(yōu)先采用獨立參與現貨市場模式。
（廣東電網公司電力調度控制中心張喬榆、張元勝、蔡秋娜、趙越，南方電網公司政策研究部魏俊杰、盧智、高海翔對本文有貢獻）
