- 瑞晨互联
- 2025-11-26
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网侧储能融资租赁万亿市场的增长逻辑
一、政策体系：三重机制激活金融赋能空间
政策从 “资格松绑、收益保障、监管规范” 三维度为融资租赁扫清障碍，构建良性发展环境。
（一）市场准入破冰
2023 年《关于进一步推动新型储能参与电力市场的通知》明确独立储能可作为独立主体入市，豁免 10 万千瓦以下项目电力业务许可，使租赁标的具备合法运营基础。2025 年多地取消强制配储政策，转向 “按需配置 + 市场激励”，倒逼项目通过融资租赁优化现金流。
（二）收益机制托底
容量电价试点成为核心支撑：青海、宁夏已核定 300-350 元 / 千瓦・年容量电价，广东辅助服务市场单项目年收益可达总投资 10% 以上。这种 “容量租赁 + 辅助服务 + 现货套利” 的多元收益结构，为融资租赁还款提供稳定现金流保障。
（三）监管协同护航
国家金融监督管理总局将网侧储能纳入绿色租赁鼓励清单，要求金融租赁公司建立 “技术合规 + 资产确权” 双重尽调标准。山东、江苏等地进一步明确：储能融资租赁项目可享受放电量 0.2-0.3 元 / 千瓦时补贴，且租赁期内资产可正常参与电力交易。
二、市场规模：2030 年剑指 3000 亿，头部省域领跑
网侧储能的爆发式增长与融资租赁渗透率提升形成共振，市场空间持续扩容。
（一）规模高速扩张
- 2025 年基数：全国新型储能累计装机 78.6GW，网侧占比 28%（约 22GW），按单位造价 1.25 元 / Wh 测算，对应资产规模 2750 亿元，其中融资租赁渗透率 25%，市场规模达 687.5 亿元。
- 未来预测：受益于 “十五五” 规划新能源装机占比目标，2030 年网侧储能累计装机将突破 150GW，按 30% 融资租赁渗透率、单位造价降至 1 元 / Wh 计算，市场规模将达 4500 亿元，年复合增长率超 30%。
（二）区域格局分化
三、核心模式：三类路径适配不同场景需求
融资租赁模式与网侧储能项目特性深度绑定，形成 “直租为主、回租为辅、厂商协同” 的多元格局。
（一）直接租赁：重资产项目的主流选择
适用于新建大型共享储能电站，租赁公司直接采购设备出租给运营方。典型案例如国银金租与包头博思新能源的 17 亿元直租项目：租赁公司以 17 亿元收购 500MW/3GWh 储能设备，租期 10 年，承租人按半年分期支付租金（含 3.8 亿元利息），综合融资成本 4.47%。该模式可使项目资本金占比从 30% 降至 15%，显著缓解前期资金压力。
（二）售后回租：存量资产的流动性优化
运营方将已建成电站出售给租赁公司后回租，快速回笼资金。山东某 100MW 储能项目通过售后回租获得 8 亿元资金，用于扩建 200MW 容量，租金以项目容量租赁收益（450 元 / 千瓦・年）覆盖，投资回收期缩短 2 年。此模式在 2025 年存量项目改造中占比达 40%。
（三）厂商系租赁：设备与金融的协同创新
设备商通过旗下租赁公司提供 “设备销售 + 融资 + 运维” 一体化服务。宁德时代通过邦普租赁推出 “锂电储能系统 + 8 年租赁 + 电池回收” 套餐，租赁期内电池衰减率超标可免费更换，吸引山西、甘肃等长时储能项目签约超 5GW。
（四）收益模型测算
以广东 100MW/400MWh 项目为例，融资租赁模式下的收益结构如下：
1. 基础收益：容量租赁（400元/千瓦·年）→ 年收益4000万元
2. 浮动收益：辅助服务（调频+调峰）→ 年收益2800万元
3. 成本支出：租金（年付1.2亿元）+ 运维（800万元）
4. 净收益：4000+2800-12000-800= -6000万元（前3年）→ 第4年起实现盈利
四、风控体系：四维模型筑牢资产安全防线
网侧储能的技术复杂性与政策敏感性，倒逼融资租赁建立 “主体 - 资产 - 资金 - 技术” 全链条风控。
（一）主体资质穿透核查
采用 “股权穿透至实际控制人 + 资质动态验证” 机制：需核查电力业务许可证、环评验收报告等 12 项文件，重点关注近三年股权变更与征信记录。对国企背景承租人，额外要求提供国资监管机构的项目批复。
（二）资产确权核心把控
租赁物需满足 “权属清晰 + 合规可处置”：自建设备需验证采购合同、发票与验收单的 “三流合一”，划拨资产需经国资部门备案并加盖骑缝章。电力接入批复是关键前置条件 —— 未获批复的项目资产处置价值折损率超 60%，且无法产生现金流。
（三）资金闭环管理
设立共管账户，付款与设备到货、并网验收等节点挂钩：获得电力接入批复后支付 30% 融资款，并网发电后支付 50%，满负荷运行 3 个月支付剩余 20%。同时要求承租人购买电力价格波动保险，保额覆盖 80% 预期收益。
（四）技术风险缓释
- 设备端：要求核心设备（电池、PCS）提供 8 年质保函，覆盖 80% 设备价值；
- 运营端：通过 CNAS 认证实验室检测，约定电池年衰减率不超过 2%，超标部分按比例补偿；
- 退出端：与设备商签订残值回购协议，租赁到期后资产按初始价值 20% 保底回收。
五、挑战与趋势：从政策依赖到市场驱动的转型
（一）现存核心挑战
- 收益不确定性：容量电价尚未全国普及，部分区域项目 IRR 低于 6%，难以覆盖租赁成本；
- 技术迭代风险：钠离子电池等新技术可能导致锂电储能资产贬值，2025 年已有 3% 的租赁项目因技术落后面临处置难题；
- 电网接入瓶颈：新能源密集区域变电站间隔饱和率超 80%，部分项目 “建成即限发”，影响租金偿还能力。
（二）2025-2030 年发展趋势
- 政策深化：“十五五” 规划将明确跨省跨区储能租赁政策，建立全国统一的容量电价机制，预计 2027 年覆盖所有省级电网；
- 模式创新：“融资租赁 + 虚拟电厂” 融合加速，租赁资产通过聚合参与全国电力现货交易，收益提升 20%-30%；
- 技术适配：针对长时储能项目，推出 “租金与充放电时长挂钩” 的弹性租赁方案，适配全钒液流、压缩空气等技术路线；
- 绿色金融联动：租赁资产纳入绿色债券质押范围，融资成本有望降至 4% 以下，进一步提升项目经济性。
