结合国内各省（区）的经验和实际情况，下面对新能源租赁储能的租赁标的、收益分享模式、租赁指导价和参与现货市场模式等关键机制展开探讨。

  （一）租赁标的

  当前各地政策分别规定了新能源配储的最低容量和时长要求，但具体到储能租赁时，在满足给定容量和时长的前提下，存在充放电功率（兆瓦）和电量容量（兆瓦时）两种租赁标的。

  以充放电功率（兆瓦）为租赁标的是指储能将其按功率计算的充放电能力租赁给新能源，其优点是租赁的储能功率可随时调用；缺点是对于共享储能而言，其超过政策规定小时的电量容量无法出租，不利于长续航储能的成本回收。以电量容量（兆瓦时）为租赁标的是指储能将其按电量计算的储存能力租赁给新能源，其优点是长续航共享储能可将超过政策规定小时的电量容量切分后出租给不同新能源，以此增加灵活性和共享储能的收益；缺点是不同新能源租赁的电量容量可能无法同时调用。

  当前，在我国出台储能租赁指导价的5个省（区）中，浙江、河南、广西、吉林4个省（区）的租赁标的为电量容量（千瓦时），新疆的租赁标的为充放电功率（千瓦）。

  当前，新能源配置储能通常以功率型为主。随着新能源装机容量和发电比例的提升，其对储能时长的要求将越来越高。为了鼓励长续航储能发展、满足系统调节需求，建议优先采用电量容量（兆瓦时）作为租赁标的，充分体现新型储能的容量价值。

  （二）收益分享模式

  目前国内新能源租赁储能的收益分享模式主要有两种：一种是新能源按照全成本价格租赁储能，并分享储能在市场中获得的收益；另一种是新能源按照扣减市场收益后的成本价格租赁储能，不分享市场收益。

  1.新能源分享收益模式

  在考虑设定的内部收益率（IRR）下计算储能年度建设运营成本，以该值除以租赁标的数量得到储能的租赁价格。储能在市场中获得的收益由新能源和储能共同分享。该模式下储能租赁价格较高，有助于共享储能获得稳定的租赁收益回收成本，但相应增加了新能源的租赁成本和收益风险。由于储能投资商可获得无风险的IRR预期收益率，该模式不利于推动储能投资商主动提高运营水平，以获取更高的市场收益。

  2.新能源不分享收益模式

  在根据IRR计算得到储能年度建设运营成本后，考虑储能参与电能量市场、辅助服务市场预期获得的收益，将年度建设运营成本扣减预估的年度市场收益，除以租赁标的数量得到租赁指导价。储能在市场中获得的收益由储能独占。该模式下储能租赁价格较低，有助于减少新能源配储的租金成本，也有利于激励储能提高运营水平，增加市场收益，但储能需独自承担市场收益波动风险。

  对比以上两种模式，新能源不分享收益模式可以使新能源以更低的价格租赁储能，也有助于激励共享储能主动提高市场运营能力，获取更大的市场收益。因此，建议在起步阶段优先采用新能源不分享收益模式，待租赁市场成熟后逐渐转为两种模式并存。

  （三）租赁指导价

  设定租赁指导价可为市场主体提供交易参考，防止市场主体在市场未成熟时获取超额利益或承担过高风险。在当前国内开展新能源租赁储能的7个省（区）中，浙江、河南、广西、吉林及新疆5个省（区）由政府提供租赁指导价（详见表1），其中最高指导价为337元/千瓦时（吉林），最低指导价为160元/千瓦时（广西）。甘肃、湖南未给出政府租赁指导价，租赁价格和容量由双方自主决定。租赁指导价在制定时所考虑的因素包括：

  1.储能成本

  独立储能全寿命周期成本主要包括建设成本和运营成本两部分，其中建设成本主要由设备成本、施工建造成本以及土地成本组成，可参考EPC总承包的价格确定。运营成本主要包括运行管理人工成本、保险费、修理费、独立储能系统试验费用、运维费用等。储能的年度运营成本占储能电站建设成本的1%—2%。

  2.预估市场收益

  当前，独立储能的预估市场收益主要包括现货电能量市场、调频市场以及辅助服务补偿预估收益三部分。其中，现货电能量市场预估收益可基于历史现货价差计算；调频市场预估收益可根据调频市场历史数据，结合储能电站参与调频市场的容量推算；辅助服务预估收益主要包括深度调峰补偿、一次调频补偿、AVC补偿等，也可根据历史数据推算。

  建议在制定储能租赁指导价时遵循以下原则：一是租赁指导价的确定应充分参考储能的实际建设运营成本和市场收益，在保障储能主体合理收益的同时，尽量避免新能源付出过高的租赁价格；二是不同充/放电倍率的储能可以根据成本差异，执行不同标准指导价；三是指导价格应参考储能建设成本及市场收益水平适时进行调整，并根据测算差异，对不同时期建设的储能电站的参考租赁价格予以区分。

  （四）参与现货市场模式

  新能源与所租赁的储能可分别以联合方式和独立方式参与现货市场。

  1.联合参与

  储能和新能源作为联合主体共同参与现货市场，新能源出力和储能充放电曲线叠加后按照市场出清结果运行，联合体内部新能源和储能的出力由其自行控制。这种模式下，新能源可以通过储能弥补自身功率预测偏差，但新能源与储能需处于同一电网节点，否则市场运营机构无法据此开展电网安全校核。

  2.独立参与

  新能源和储能分别以独立个体身份参与现货市场，独立报价并根据市场出清结果运行。市场运营机构根据实际情况分别对两者进行调用，充分利用储能灵活调整的特性，最大化发挥对电网稳定安全的效用。这种模式下，储能使用权和租赁关系解耦，不受地理位置限制，租赁对象选择更加丰富，充分体现了新能源租赁储能的金融属性。

  对比以上两种模式，联合参与模式对新能源与储能的地理位置要求较高，更适合新能源自建储能；独立参与模式不受地理位置限制，更适合新能源租赁储能。因此，建议新能源租赁储能时优先采用独立参与现货市场模式。