储能“后强配时代”：失去容量租赁收入，亟待配套政策“补位”

　　136号文的出台，不仅给以风光为代表的新能源行业带来一场巨震，受益于“十四五”时期风光装机快速增长而获得发展空间的储能，也感受到了一股来自于政策层面的“寒意”。

　　实际上，136号文中涉及储能相关的仅有一句话——“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，但这一句话将储能国内市场当前的商业逻辑彻底打乱，新能源场站侧配套储能被强制终止的同时，独立储能也失去了容量租赁收入这一盈利大头。

　　目前，国内独立储能电站的盈利路径主要包括电价差套利、辅助服务、新能源容量租赁、容量补偿及其他补贴。而在不少省份，新能源容量租赁是独立储能电站盈利占比最高的环节。如何为在运以及即将投运的独立储能项目找到出路，是当前储能行业以及各省能源主管部门关注的重点。

　　图源：寻熵研究院

　　储能盈利模式迎来政策变动

　　相比于发电侧配储，独立储能因其规模大、调用频率高、收益模式多样等优势一直被视为中国储能行业发展的主要路径。根据中电联《2024年电化学储能电站行业统计数据》，2024年独立储能新增装机23.22GW，同比增长150%以上，已经成为占比最大的电化学储能类型。

　　图源：中电联《2024年电化学储能电站行业统计数据》

　　但在这背后，独立储能的收益模式仍受多种不确定性因素的制约。譬如，按照各省政策引导，储能容量租赁的指导价约为150-350元/kWh/年，租赁年限5年以上，但在实际执行中，并非如此。

　　“新能源场站租赁独立储能容量基本是1-3年签一次，即使按照3年签一次，后面新能源场站如果不签了，也会面临着收益得不到保障的问题”，某央企位于东部省份的一个独立储能电站由于这一不确定性，最终没有通过投资决策会议。“从租赁价格来看，也存在持续下滑的不确定性，实际执行价格大约在20-200元/kWh/年。”

　　除了租赁价格之外，并不是所有独立储能电站的容量都能够完全租的出去。2024年，某央企位于山东的独立储能电站，有将近1/3的容量尚未通过市场化方式租赁出去，“最后的结果大概率是左手倒右手，给自己集团用”。

　　随着136号文的下发，这一不确定性被再度放大。据了解，在江苏、山东等省份的独立储能电站中，容量租赁在总收入中占比达到60%。“如果没有后续政策的衔接，这意味着独立储能彻底失去了容量租赁部分的收入，很多已投运/在建的项目会失去主要收益来源，面临投资亏损的风险。”

　　另一方面，从整个能源保供与调峰压力的宏观层面来看，在不少省份，独立储能也发挥着举足轻重的作用。以江苏为例，为了解决高温季的电力保供问题，2024年赶在高温之前，江苏一鼓作气建成了540万千瓦的独立储能电站。而这500万千瓦的顶峰能力，在20天后的江苏省迎峰度夏电力供需极度紧张的时刻发挥了重要作用。

　　对于江苏这种在特殊时刻仍存在电力供需紧张的省份而言，以及部分有调峰、调频需求的省份，储能的价值肉眼可见，136号文之后如何保住独立储能电站的持续运营是下一步政策制定的当务之急。

　　“省能源局在推进机制电价政策的同时，更担心的是136号文之后，之前新能源指标竞配时配套的储能不再有投资建设的动力，以及包括后续如何出台政策给予储能发展的支持”，光伏們从华东某省份能源主管部门了解到，类似江苏的情况，并不止一例。

　　显然，这一点已是当前行业的共识。

　　山西峰频能源总经理王云杉在储能产业2024年回顾与2025年展望论坛上表示，在136号文各省的落地政策里，不仅考虑新能源本身，也要考虑在运的储能电站以及规划在建电站收益模式的调整。

　　储能走向“阵痛”过渡期

　　136号文给储能行业的发展带来了诸多的不确定，但从行业发展层面客观评价来看，业内普遍认为，136号文将推动储能从“被动配套”转向“主动选择”，更有利于储能行稳致远的健康发展。

　　从风光发展的配角到能源系统的重要参与者，尽管脱离了政策的直接支撑，但当前储能行业发展过渡期的“阵痛”还需要从多个维度予以支持保障。

　　“纯靠政策补贴挺难了，更多的需要增加一部分市场化收益”，王云杉补充道，首先要允许储能以独立主体的方式参与辅助服务市场。储能是一个综合效益，有调峰、调频的能力。开放辅助服务市场，让储能与其他提供辅助服务的主体同台竞技，这样对质量也有要求;其次是考虑容量电价，储能可以部分的获取一定的容量电价，参与到容量费用的分配中，各省可以根据各省情况来定制所需要特殊的辅助服务品种。

　　中国新型储能产业创新联盟副秘书长韩小琪也提到，新型储能产业目前处于培育期，可以适时调整和发展阶段相契合的价格机制对于产业发展的信心十分重要。在政策驱动向市场驱动转变转换的过程中，建议着重关注两个方面。

　　“一方面是新型储能的成本在近几年有了数量级的变化，但在电能量市场和辅助服务市场，收益难以完全覆盖成本，需要量体裁衣的两步制电价等政策支持。另一方面，新型储能的活力和韧性在于其百花齐放，建议按照经济学的底层定价的逻辑，理清储能的技术功能和场景价值。研究探讨不同功能标签组合的价格机制，以支撑引导不同的技术路线。”

　　实际上，对于政策与机制的呼吁建议，正是当前储能行业面对“蜕变”升级的隐忧。在136号文中，风光仍是这一政策的主角，但在取消强制储之后，储能电站的核心投资逻辑也迎来了颠覆的风险。

　　“三年前投资独立储能电站的时候，我们进行财务测算就尽可能挑选一些容量租赁收益占比较低的区域，因为强制配储这个模式，全行业都知道不可持续”，一位深耕储能投资领域的行业人士认为，136号文也证明我们之前的投资逻辑是对的。

　　“行业只看到了136号文取消强制配储，但也应该注意到拉大现货价差，这一条实际上进一步证明了独立储能电站的投资价值。并且，随着风光建设规模增加，储能作为灵活性调节资源愈有投资价值，但价值的测算需要更为精确详尽的边界因素，包括政策规则与市场机制的研究、电站选址、节点电价、区位特点等。”

　　这与王云杉的观点不谋而合，“在加强市场机制设计的同时，还应该加强储能电站的建设规划，储能选址跟地缘结构、负荷需求都有关系。希望从国家层面和各省市的政策研究层面把储能作为电力能源规划的重要元素。”

　　无论是风电、光伏还是储能，在136号文下，都将迎来另一段全新的发展历程。然而可以确定的是，这一段新征程挑战重重，但需要行业从产品、标准、成本、市场、投资等多维度练好内功、突破瓶颈。