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

國內(nèi)大儲并網(wǎng)再度加速 組件價格下降利好大儲裝機

2022年年末，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格下降預(yù)期逐步落地。隨著硅料降價逐步向產(chǎn)業(yè)鏈下游傳導(dǎo)，后續(xù)組件價格仍將持續(xù)下降至合理水平，利好大型地面電站儲能裝機，2023年國內(nèi)大儲有望實現(xiàn)超預(yù)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(yīng)并盡并、能并早并”。2022年12月儲能并網(wǎng)進度提速，據(jù)儲能視界不完全統(tǒng)計，12月累計并網(wǎng)儲能項目近30個，規(guī)模超1.5GW/3.2GWh。
 

目前國內(nèi)大儲的需求來源仍是新能源強制配儲，強制配儲是我國當(dāng)前儲能發(fā)展的重要驅(qū)動力。2022年大儲項目大規(guī)模放量，主要的發(fā)展形式為獨立儲能，占據(jù)80%以上。獨立儲能可以實現(xiàn)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。隨著新能源新增裝機將持續(xù)增加，大儲需求將實現(xiàn)可持續(xù)性發(fā)展。另一方面，配儲比例目前也有持續(xù)提升的態(tài)勢，大儲發(fā)展將更進一步。

獨立儲能商業(yè)模式發(fā)展

相較于過去新能源場站自建小規(guī)模儲能，當(dāng)前政策趨向引導(dǎo)發(fā)展較大單體規(guī)模的獨立儲能電站，以發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)和便于電網(wǎng)集中統(tǒng)一調(diào)度。

相應(yīng)地，各地政策引導(dǎo)賦予儲能獨立市場地位，不斷破除儲能參與輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場等機制障礙，拓寬了儲能收益渠道，并取消了儲能充電的輸配電價、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)展進程。

第一代：輸配電價模式

江蘇省政策，由電網(wǎng)主導(dǎo)，起先以納入輸配電價為主要成本疏導(dǎo)方式，但后來受制于國家輸配電價監(jiān)審辦法，電化學(xué)儲能無法納入輸配電價。

第二代：輔助服務(wù)+共享租金

始于青海、湖南，改進于山東，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(qū)保障儲能參與輔助服務(wù)的利用小時數(shù)和價格；共享儲能可獲取新能源企業(yè)租金收入，在電價方面明確了充放電電價相抵原則，明確充放電損耗部分電價。寧夏、浙江跟進。

第三代：現(xiàn)貨市場+共享租金等

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

第四代：現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)+容量電價（展望）

不再依賴租金，主要收入包括現(xiàn)貨市場套利、輔助服務(wù)收入，可能還包括容量電價，預(yù)計以電源側(cè)容量電價為主，如頂峰容量電價、調(diào)峰容量電價等。

儲能商業(yè)模式仍處完善期 成本競爭仍是各環(huán)節(jié)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(jié)競爭核心。國內(nèi)儲能短期仍面臨較大盈利壓力，當(dāng)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(jié)難以避開的重點。

同時不少上游企業(yè)將選擇價格策略來搶占市場份額，市場初期預(yù)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(xiàn)在成本控制力更優(yōu)、產(chǎn)品迭代能力更強。