2025年国家发改委、国家能源局明确取消新能源“强制配储”政策后，储能容量租赁模式将迎来从政策驱动向市场驱动的深度转型。

一、政策取消对容量租赁的核心影响

1. 需求逻辑重构：从“被动合规”到“主动收益”

政策驱动消失：2024年前容量租赁需求主要源于地方政府“10%-20%强制配储”要求（如山东、河南），2025年新政后，新能源企业可自主选择是否配储，租赁需求从“必须支付租金”转向“性价比决策”。

真实需求显现：租赁模式需证明其经济性，例如：  

• 工商业用户：通过租赁储能降低峰电价成本（如江苏工业园区租赁价格150-180元/kW/年，峰谷差0.8元/kWh）；
• 新能源电站：租赁储能参与现货交易套利（如山东现货市场峰谷差0.262元/kWh）。

2. 供给端洗牌加速：从“量”到“质”的转变

低端产能出清：强制配储时期催生大量低质低价储能项目（如循环寿命低于6000次的锂电池），新政后企业需通过长时储能（液流电池、钠离子电池）、高安全性技术提升竞争力。

独立共享储能占比提升：2024年独立储能占新增装机54%，2025年电网侧、电源侧共享储能项目（如百兆瓦级电站）将成为主流，通过“一储多场”提高利用率（目标利用率从30%提升至60%+）。

二、2025年容量租赁模式四大发展趋势

趋势1：租赁需求从“新能源配储”向“多场景渗透”扩散

趋势2：价格机制从“政策指导价”转向“市场化竞价”

2024年：主流租赁价格200-400元/kW/年（政策驱动下的卖方市场）；  

2025年：价格下探至100-150元/kW/年（供需失衡+市场竞争），部分高收益区域（如湖南调峰补偿0.792元/kWh）维持200元以上。  

长期：价格与储能系统成本（目标0.5元/Wh以下）、电力市场收益挂钩，形成“租金+分成”模式（如承租方分享20%套利收益）。

趋势3：商业模式从“单一租赁”转向“多元收益组合”

典型模式：  

1. 租赁+现货交易（山东模式）：  

租金覆盖固定成本（约60%收入），峰谷套利贡献浮动收益（约30%），调频服务补充（约10%）。  

2. 租赁+容量补偿（宁夏模式）：  

租赁长时储能（容量2倍于电化学储能），按1.2倍折算配储规模，叠加0.0705元/kWh容量补偿电价。  

3. 租赁+绿电交易（浙江模式）：  

储能充电使用低谷绿电，放电时匹配高溢价绿电需求，赚取环境溢价收益。

趋势4：区域分化加剧，高市场化地区领跑

三、挑战与对策

1. 主要挑战

短期需求收缩：2024年74.6%的储能需求来自强制配储，政策取消后2025年上半年新能源配储租赁订单或减少30%-50%。  

盈利稳定性不足：租赁周期短（普遍1-2年），电力市场价格波动大（如山东现货价差月度波动率超40%）。  

市场机制不完善：储能容量认证、跨区域交易规则、辅助服务分摊机制尚未统一。

2. 应对策略

企业层面：  

聚焦长时储能技术（如液流电池循环寿命10000次以上），降低全生命周期成本；  

绑定新能源企业签订3-5年长约，锁定租金收益（如宁夏鼓励3年以上合同）。  

政策层面：  

推广容量补偿机制（全国版0.05-0.1元/kWh），明确储能参与电力市场的优先调度权；  

建立储能碳交易市场，将调峰减排量纳入CCER交易。

四、总结：从“政策红利”到“价值创造”

2025年取消强制配储后，容量租赁模式将经历“短期阵痛—中期调整—长期价值回归”三阶段：  

2025年下半年：价格战加剧，中小企业退出，头部企业市占率从30%提升至50%；  

2026年：商业模式成熟，租赁+现货+辅助服务组合IRR稳定在12%-15%；  

2030年：容量租赁市场规模达500-800亿元，成为电力系统灵活性调节的核心工具。  

关键胜负手：谁能在技术降本、市场机制适配、多场景运营中建立壁垒，谁就能主导下一阶段的储能市场。变则通，通则久！

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250321/50001240.html