融资租赁助力电化学共享储能电站建设可行性分析

目录

1引言

2共享储能相关介绍

2.1共享储能含义

2.2电化学共享储能电站发展前景

2.2.1技术角度分析

2.2.2政策角度分析

2.2.3市场角度分析

2.2.4获利模式角度分析

2.3共享储能成本构成

2.4电化学共享储能电站发展面临的问题

3融资租赁参与共享储能

3.1理论分析

3.2案例分析

3.3对策及风险规避

4结论

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1引言

为实现“双碳”目标，践行习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”的战略要求，提升电力系统调节能力，必须加快建设新型电力系统。而储能作为新型电力系统建设中的关键一环，对于“双碳”战略目标的推进实施、保障国家能源安全、实现绿色转型、推进创新发展都具有不可替代的作用。受益于新能源汽车拉动，我国成为全球锂电池产业链供应链的重要高地，为储能产业发展壮大奠定了很好的基础。未来储能产业在碳达峰碳中和进程中将发挥关键作用。

融资租赁作为一种与实体经济紧密结合的融资工具，是金融支持实体经济发展、助推实体经济转型升级的有力抓手，在扩大投资、促进销售、盘活存量、推动技术改造、缓解债务负担等方面具有增加资产流动性和强化资产管理的功能，能为产业提供多样化的金融服务，是产融结合的理想工具。

储能在政策红利和技术革新的双向加持下，巨大的市场容量为融资租赁业带来了历史性机遇。而共享储能作为独立储能电站运营的一种商业模式，在融资租赁工具的助力下也将迎来蓬勃发展，本文将就融资租赁助力电化学共享储能电站建设展开分析。

2共享储能相关介绍

2.1共享储能含义

储能是指通过介质或设备把能量以某种形式存储起来，在需要时再以特定的形式释放出来的过程，其在电力领域存储的主要是电能。根据能量存储形式的不同，分为机械储能、化学储能、电磁储能、热储能和氢储能等。其中，以锂离子电池为代表的电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，具备长期经济性。电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，电化学储能成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。

共享储能是独立储能运营的一类商业模式。独立储能指的是独立储能电站，其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。共享储能是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。

2.2电化学共享储能电站发展前景

2.2.1技术角度分析

（1）双碳目标下新能源装机规模持续扩张，消纳问题凸显，储能成为必要环节。

双碳目标下，能源结构绿色转型加速，新能源装机规模持续扩张。根据国家能源局数据，2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。截至2022年底，可再生能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%。随着双碳目标的推进，“十四五”期间新能源装机容量将会持续增长。

新能源出力受制于不稳定性，大规模接入给电网带来较大考验。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应降低，新能源调峰需求激增与常规电源调峰容量下降之间的矛盾凸显，给电网带来较大考验。

传统能源协调模式下系统调峰能力不足，对新能源消纳造成限制。传统能源协调模式下系统调峰能力不足的问题凸显，已成为了限制高比例新能源消纳的主要原因。以西北地区为例，根据《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》，西北区域弃风弃光的两大主要原因为系统调峰能力不足和传输容量受限，且调峰能力不足问题将会越来越严重。

因此，基于以上原因急需配置储能，提升系统调节能力，提高新能源消纳水平，平抑新能源出力的间歇性和波动性对电网的影响。

（2）电化学储能技术优势明显，应用空间广阔。

储能技术根据储能系统存储能量的形式及其构成机理的不同可以分为：机械储能（抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能）、电磁储能（超级电容、超导储能）、电化学储能（锂离子电池、液流电池等）、化学储能（氢储能）和热储能5类。相较于其他类型储能，电化学储能具有布置灵活、受外部气候及地理因素影响较小、能量密度和能量转换效率高、响应速度快、能够有效满足电力系统调峰调频需求等特点。尤其是锂离子电池经过多年发展，综合性能参数及技术成熟度较好，具备大规模推广条件。电化学储能在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活布置，各环节效果显著。在电源侧可提高发电的稳定性，提高发电质量；在电网侧可缓解电网阻塞，延缓输配电设备扩容升级；在用户侧可通过峰谷价差套利、降低报装容量，从而降低用电成本。

2.2.2政策角度分析

（1）政策顶层设计引领，储能发展路径明晰。

现阶段，我国储能产业发展阶段尚早，市场化仍在探索中，大型储能系统的应用经济性不强，主要由政策驱动。“十三五”以来，我国储能产业战略定位逐渐明确，发展路径逐步成型：

“十三五”期间，政策明确了储能产业的战略定位 ，提出了十三五“商业化初期”、十四五“规模化发展”的两个阶段性目标，并强调储能产业“市场化发展”的工作重点。

“十四五”开年以来，在“双碳”目标引领下，我国出台了一系列政策。这些政策确立了储能产业的阶段性目标，奠定了技术方案、应用领域和参与主体“多元化”的发展基调，并通过市场机制的规划，为产业发展保驾护航。

在政策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即；装机规模强势增长的同时，市场机制也将逐步探索完善，引导储能产业向市场化发展过渡。

表1我国储能产业纲领性政策列表

（2）新能源“配额制”规定推动，形成大储装机规模刚需。

2021年，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上，下同）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。上述政策出台前后，各地亦纷纷推出新能源强制配储政策，其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的 10%，配储时长在 2 小时以上；储能容量可以通过自行配建或购买/租赁满足。随着各地新能源装机持续增长，储能“配额制”将为大储装机提供强劲的成长助力。

在我国，可再生能源消纳的主要责任由电网企业承担；随着新能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随之增长。“配额制”体现了令发电企业适当承担并网消纳责任的导向，具有一定合理性。《通知》规定，电网企业承担可再生能源消纳的主体责任，承担保障性并网责任；同时，鼓励发电企业通过自建或购买调峰能力，适当承担消纳责任，以额外增加并网规模。这在当时一定程度上解答了储能“由谁买单”的问题，有助于推动可再生能源和储能协调发展。

表2省级行政区域新建风光电站储能配置比例要求（列举部分）

2.2.3市场角度分析

市场需求空间广阔，未来可期。

当前各省规划到2025 年累计储能装机总计近54GW，根据储能与电力市场统计，2022年我国共计20个省市/自治区发布了“十四五” 期间的储能发展目标，到2025年这些区域将累计实现储能装机规模近54GW。除储能专项发展规划外，各地的碳达峰方案，成为了储能规划出台的最主要政策之一，各地“十四五”期间储能规划情况如下表所示。

表3 2022年各地发布的储能规划政策列表

2.2.4获利模式角度分析

制度逐步完善，盈利模式及盈利手段不断丰富，盈利路线逐步清晰。

目前共享储能收益模式大致可分为如下几种：

（1）共享租赁

共享储能电站将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户，通过收取容量租赁费获得收益。目前国内容量租赁费用一般在250-350元/kW/年。

（2）现货套利

电力市场现货套利主要是利用分时电价政策，通过峰谷电价差进行套利。根据北极星储能网统计，2023年2月份电网代理购电价格中全国最高峰谷价差为浙江省1.32元/kWh，超过23个省区峰谷电价差超过0.7元/kWh，为储能电站现货套利提供了良好条件。

（3）辅助服务

目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰和调频两类，具体收益额度各省不同，但调峰多为按调峰电量予以充电补偿，调频多为按调频里程给予补偿，但各地政策略有差异。

（4）容量电价

容量电价是我国激励稳定电源装机规模提升和促进冗余调节能力投资的宏观手段之一，是火电机组和储能项目在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得的稳定收入。目前主要在我国山东进行探索适用。

在以上四种收益模式的基础上，多个省份在共享储能获利机制方面进行了有益的探索，目前比较有代表性的有：山东--容量租赁+现货市场+容量补偿；山西--容量租赁+现货市场+一次调频；宁夏--容量租赁+调峰辅助服务。

2.3共享储能成本构成

从全寿命周期角度来看，共享储能电站成本分为建设成本和总运营成本。其中建设成本也称系统成本，主要由设备安装成本和施工建造成本构成；总运营成本包括充电成本、人工成本、运行维护成本等。具体如下表所示。

图1电化学储能全周期成本构成结构图

在电化学储能系统成本中电池组成本占比最大，约为60%，其他依次为PCS成本、EMS成本等，具体如下图所示。

图2电化学储能系统成本构成图

2.4电化学共享储能电站发展面临的问题

一是建设成本高，原材料价格波动明显。新能源产业的爆发式增长增加了产业上游原材料的供应压力，直接推高了电池价格，而电池占据了储能系统成本的60%以上，导致储能建设成本节节攀升；尤其是近期碳酸锂价格的大幅波动对共享储能电站成本控制带来较大挑战。

二是储能资产利用率低下。服务于单个新能源场站的储能设施利用率极低，大量资源处于闲置状态；根据中电联最近发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看，调研的电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，其中新能源配储的等效利用系数仅为6.1%。

三是项目收益受限。当前共享储能容量空间出租率及租期的稳定性难以保证，参与电力市场辅助服务调用次数不及预期，导致共享储能电站收益的稳定性和收益水平与预期偏差较大。

第四，商业模式不通畅。储能更多是发电企业的成本支出，不符合“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的市场化原则，没有形成有效的成本疏导机制，也难以形成独立的市场主体。

第五，储能安全事故频发，对行业发展形成掣肘。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低、产品性能差的储能产品，增加了安全隐患，成为行业的“达摩克利斯之剑”。据中电联统计，2022年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。而为了减少事故概率而采取的热管理、消防、运维等措施进一步加重了成本负担。

第六，新型储能运维难度大。储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，巡检维修人员专业性有待提升。电化学电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，人工巡检维护难度极大。分散的储能资源难以进行统一调度，管理难度大、运营成本高。

3融资租赁参与共享储能

3.1理论分析

基于以上对共享储能电站的相关介绍，本节将从以下3个方面对共享储能电站的宜租性进行分析：

（1）政策的相符性

如前所述，储能作为新型电力系统建设的关键一环，目前从国家到地方不同层面均出台了相关产业政策，鼓励并支持储能电站建设，完善其盈利机制，为储能产业健康有序发展提供了较好的政策环境。

（2）增量市场空间的广阔性

高工产业研究院(GGII)调研数据显示，2022年储能锂电池出货量达到130GWh，同比增长170.8%。其中，电力储能出货量分别为92GWh，同比增长216.2%。据公开信息不完全统计，2022年新增的共享储能项目达127个，总建设规模超17.15GW/38GWh。随着新型电力系统建设的推进实施，我国共享储能项目未来发展空间广阔。众多参与者均能根据自身的资源禀赋特征参与市场竞争。

（3）租赁资产的适租性

根据国信证券经济研究所测算数据显示：在不考虑外送线路的情况下，电化学储能电站中设备占比约为95%，便于搭建符合“融资融物“特征的交易结构。同时，租赁物具备直接的现金流创造能力，具有自担保功能，可以较好的规避法律与监管风险，与融资租赁具备较强的契合度。

此外，储能电站建设项目一般为独立的项目公司负责推进，可通过“资产+股权”形式对租赁资产进行较好的风险隔离，资产的流动性和变现性较强。

3.2案例分析

以山东100MW/200MWh独立共享储能电站为例，在“容量租赁+现货市场+容量补偿”的商业模式下，根据山东电力工程咨询院的数据在这种模式下，100MW/200MWh独立储能电站有望获得现货套利约2000万元，共享租赁约3000万元，容量电价约600万元。在总投资约4.5亿元，融资成本4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率8%以上。

鉴于融资租赁成本通常高于银行等资金成本，如项目全周期均采用融资租赁融资将会使项目收益率显著降低。但如果将建设期和运营期分开考虑，通过建设期（融资租赁）+运营期（银行等低成本融资渠道）的模式来建设并运营共享储能电站，将会获得较好的经济收益。在此模式下，一方面为融资租赁资金退出提供了安全渠道，另外一方面也为银行等低成本资金规避了项目建设期的不确定性风险。

同时，站在融资租赁公司角度，在基于以上收入及建设成本数据的基础上，考虑假设融资额4亿元，融资成本6.5%，融资期限15年，等额本息按季支付，建设期0.5年，年运维成本0.04元/Wh，第10年更换电池成本1亿元的条件下，仅考虑第一还款来源，概算项目前3年综合偿债覆盖率为104.11%，能够满足租金偿还需求。此外，项目建成进入稳定运营后，通过引进其他低成本资金对融资租赁资金进行置换，使得融资租赁资金可以顺利退出，实现业务闭环。

3.3对策及风险规避

鉴于目前共享储能电站仍处于市场探索阶段，共享储能电站的建设运营受储能产业政策、峰谷电价政策、建设标准、原材料供需关系、盈利模式、金融产品服务模式、容量租赁市场供需关系、运营团队的专业性等诸多因素影响。上述案例收入测算也仅限于理论分析，事实上根据三峡庆云和华能黄台独立储能电站在实际运营中并没有达到理论中的效果。

因此，融资租赁公司参与共享储能电站建设不仅需要从项目自身合规性角度予以审查，还需要研究项目所在地共享储能相关产业政策，理清其获利机制，根据项目所在地新能源产业发展现状与共享储能的供需关系判断共享储能的需求空间，结合储能电站交易团队的专业性，做好项目经济测算，控制住项目第一还款来源。同时，还需要视情况参与EPC方或设备供应商的选择，控制项目建设风险，适度拓展项目第二还款来源。

4结论

共享储能电站通过在投资模式方面的创新为市场提供了更加灵活的储能供给，随着产业政策的不断完善及相关产业技术的进步带来建设成本下降，其盈利手段和盈利空间也将不断拓展，未来共享储能的发展空间广阔。而融资租赁借助其灵活的金融服务手段，通过与设备供应商、EPC方或收购方等产业链上下游企业开展商业合作可以解决共享储能电站的建设期融资需求，助力共享储能电站的建设。但，融资租赁公司需要做好相关产业政策研究及人员储备，创新产品交易条件，做好相关风险防范。

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