年末儲能電站進(jìn)入并網(wǎng)高峰，多個(gè)大儲項目正式并網(wǎng)，儲能電站景氣持續提升。儲能市場(chǎng)主體參與電力現貨交易、容量租賃、輔助服務(wù)等政策逐步落實(shí)，盈利能力確定性提高，組件價(jià)格下降利好大儲裝機，國內大儲經(jīng)濟性增強。

國內大儲并網(wǎng)再度加速 組件價(jià)格下降利好大儲裝機

2022年年末，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格下降預期逐步落地。隨著(zhù)硅料降價(jià)逐步向產(chǎn)業(yè)鏈下游傳導，后續組件價(jià)格仍將持續下降至合理水平，利好大型地面電站儲能裝機，2023年國內大儲有望實(shí)現超預期放量。國家能源局此前曾發(fā)布通知提到，鼓勵新能源項目“應并盡并、能并早并”。2022年12月儲能并網(wǎng)進(jìn)度提速，據儲能視界不完全統計，12月累計并網(wǎng)儲能項目近30個(gè)，規模超1.5GW/3.2GWh。
 

目前國內大儲的需求來(lái)源仍是新能源強制配儲，強制配儲是我國當前儲能發(fā)展的重要驅動(dòng)力。2022年大儲項目大規模放量，主要的發(fā)展形式為獨立儲能，占據80%以上。獨立儲能可以實(shí)現共享儲能，為新能源提供配儲的租賃服務(wù)并從中獲益，共享儲能的本質(zhì)是引入第三方投資商，具備一定經(jīng)濟性。隨著(zhù)新能源新增裝機將持續增加，大儲需求將實(shí)現可持續性發(fā)展。另一方面，配儲比例目前也有持續提升的態(tài)勢，大儲發(fā)展將更進(jìn)一步。

獨立儲能商業(yè)模式發(fā)展

相較于過(guò)去新能源場(chǎng)站自建小規模儲能，當前政策趨向引導發(fā)展較大單體規模的獨立儲能電站，以發(fā)揮規模效應和便于電網(wǎng)集中統一調度。

相應地，各地政策引導賦予儲能獨立市場(chǎng)地位，不斷破除儲能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)、現貨市場(chǎng)等機制障礙，拓寬了儲能收益渠道，并取消了儲能充電的輸配電價(jià)、政策基金及附加等額外成本。以下是獨立儲能商業(yè)模式的發(fā)展進(jìn)程。

第一代：輸配電價(jià)模式

江蘇省政策，由電網(wǎng)主導，起先以納入輸配電價(jià)為主要成本疏導方式，但后來(lái)受制于國家輸配電價(jià)監審辦法，電化學(xué)儲能無(wú)法納入輸配電價(jià)。

第二代：輔助服務(wù)+共享租金

始于青海、湖南，改進(jìn)于山東，電力投資企業(yè)都可參與，儲能可參與輔助服務(wù)獲取收入，部分地區保障儲能參與輔助服務(wù)的利用小時(shí)數和價(jià)格；共享儲能可獲取新能源企業(yè)租金收入，在電價(jià)方面明確了充放電電價(jià)相抵原則，明確充放電損耗部分電價(jià)。寧夏、浙江跟進(jìn)。

第三代：現貨市場(chǎng)+共享租金等

山東省政策，保留新能源租賃的租金收入，調峰輔助服務(wù)和優(yōu)先發(fā)電量計劃不復存在，儲能可以賺取現貨市場(chǎng)套利收入，考慮給予儲能電源側容量電費。

第四代：現貨市場(chǎng)+輔助服務(wù)+容量電價(jià)（展望）

不再依賴(lài)租金，主要收入包括現貨市場(chǎng)套利、輔助服務(wù)收入，可能還包括容量電價(jià)，預計以電源側容量電價(jià)為主，如頂峰容量電價(jià)、調峰容量電價(jià)等。

儲能商業(yè)模式仍處完善期 成本競爭仍是各環(huán)節競爭核心

儲能商業(yè)模式仍處完善期，成本競爭仍是各環(huán)節競爭核心。國內儲能短期仍面臨較大盈利壓力，當前儲能項目仍更重視控制初始投資成本，成本競爭是產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節難以避開(kāi)的重點(diǎn)。

同時(shí)不少上游企業(yè)將選擇價(jià)格策略來(lái)?yè)屨际袌?chǎng)份額，市場(chǎng)初期預計自主生產(chǎn)制造能力強的企業(yè)更具先發(fā)優(yōu)勢，體現在成本控制力更優(yōu)、產(chǎn)品迭代能力更強。