5月31日，河南省發改委發布關于征求《關于獨立儲能項目管理有關事項的通知》（簡稱：河南通知）修改意見的函，征求意見截止日期為6月3日。

《河南通知》對獨立儲能項目的備案、建設、容量租賃、充放電電價做出了詳細的規定。

對于獨立儲能經濟收入影響最大的容量租賃，《河南通知》指出獨立儲能容量可在全省范圍內租賃；在此次《河南通知》發布后開工的集中式風光電站，不再配建儲能，通過租賃方式配置儲能。

據了解，目前國內獨立儲能電站的收益主要源于四個方面：容量租賃、現貨市場、輔助服務、容量補償。較為穩定的商業模式有“容量租賃+輔助服務”（多數未開展電力現貨市場的省份，如湖南、寧夏等；江蘇獨立儲能則逐漸建立“容量租賃+輔助服務+迎峰度夏調用補償”盈利模式）、“容量租賃+現貨市場+容量補償”（山東）、“容量租賃+現貨市場+一次調頻”（山西）。

從山東獨立儲能電站2023年的收入結構來看，大約是租賃收入占比45%，容量電價收入約30%，電能量收益15%—20%。獨立儲能電站的容量租賃收入一定程度而言是儲能電站收入的最主要來源。

縱觀去年以來的容量租賃政策，按照0.5C儲能系統換算，除吉林省高達337元/kWh·年外，其余省份儲能容量租賃指導價集中在100-230元/kWh·年，按此區間計算平均值約165元/kWh·年，租賃年限鼓勵簽署5-10年長期合同，廣西、廣東、江蘇等省份更是建議租期與新能源項目全生命周期相匹配。

此次，河南電力交易中心有限公司要確保獨立儲能容量在全省范圍調配使用，不受區域限制。對集中式風光項目，在《河南通知》正式印發后未開工的不再配建儲能設施，應通過租賃方式配置儲能。

在電價方面，《河南通知》指出調度機構不得在高電價時段調用充電、低電價時段調用放電，并針對不同時段，制定了獨立儲能電站的充放電價格政策。

值得一提的是，2023年6月發布的《關于加快新型儲能發展的實施意見》中，對于2025年年底前按電網調度要求放電的獨立儲能，在迎峰度夏度冬期間放電電價的規定為：當月煤電市場化交易電價的1.64倍。

顯然，此次的《河南通知》提高了放電電價結算標準，有利于儲能獲得更高價差。另外，此次《河南通知》補充了《關于加快新型儲能發展的實施意見》中并未涉及的迎峰度夏度冬時期其他時段、非迎峰度夏度冬時期的放電電價結算方式，對于明確獨立儲能電站的收益，可起到積極的作用。

不過，容量租賃機制推行至今，仍處于“現實相對骨感”的狀態。

從2023年中標的國內幾個儲能容量項目來看，實際租賃價格在105元-160元/kWh/年，僅為指導價格的60%；租賃年限在0.5-3年之間，與政策指導價格年限3-20年也相差甚遠。

據此前寧夏獨立儲能電站運營情況來看，中核匯能寧夏公司同心泉眼100MW/200MWh 儲能電站自去年12月并網運行以來，主要的收益來源是參與電網調峰的充電放電獲得，每月除去各項成本攤銷實際收益只有100多萬元，與電站4.2億元投資額的預期收益“相差甚遠”，達不到原來可研測算的收益。容量租賃市場也表現不佳，該電站目前只有一家租賃客戶，僅出租了10%的容量。發電企業租賃意愿不強烈，詢價的多，實際租賃的少。

此次《河南通知》詳細規定了從并網項目建設、開工投運時間獨立儲能證策，旨在加快獨立儲能建設。同時，對于2022、2023年的第一批、第二批對儲能電站示范項目，《河南通知》要求須在2024年底前開工建設，否則其接入審查意見廢止，不享受有關的優惠政策，不再按照示范項目管理。

河南的政策向優不是孤例。廣西“已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網新能源項目，暫不參與調峰輔助服務費用分攤”；寧夏、山東、山西等多個省份規劃建設容量租賃平臺。

獨立儲能大省——山東容量租賃價格指導價格約為330元/kW·年，居于行業前列。據該省2023年全年情況看，實際租賃價格在200-300/kW·年間。按照260/kW·年計算，在容量實現80%出租的情況下，年租賃收入約2,000萬元。不過，儲能容量租賃市場極大程度受光伏、風電新增裝機量直接影響動。

近期，國家能源集團山東煙臺光伏項目并網配套儲能容量租賃服務公開招標提到，投標人要確保招標人新能源光伏電站并網期間，不間斷的享有該容量的儲能指標配合在網服務，并負責配套儲能投運期間電網公司協調工作，確保能夠通過電網公司驗收復核。

綜合各方來看，一方面，各地仍在加大政策力度促使新能源企業通過容量租賃形式配置儲能，容量租賃市場化“箭在弦上”；另一方面，能夠提供租賃服務的儲能項目對電網的調度尤為重要。

目前在儲能容量實現80%長期租賃的理想化前提下，山西、山東等地獨立共享儲能初具經濟性。而伴隨容量租賃市場化腳步加快，獨立儲能或將進入高速增長期，并將進一步推動儲能行業走向正常、有序。