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

國內大儲并網再度加速 組件價格下降利好大儲裝機

2022年年末，光伏產業鏈價格下降預期逐步落地。隨著硅料降價逐步向產業鏈下游傳導，后續組件價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年國內大儲有望實現超預期放量。國家能源局此前曾發布通知提到，鼓勵新能源項目“應并盡并、能并早并”。2022年12月儲能并網進度提速，據儲能視界不完全統計，12月累計并網儲能項目近30個，規模超1.5GW/3.2GWh。
 

目前國內大儲的需求來源仍是新能源強制配儲，強制配儲是我國當前儲能發展的重要驅動力。2022年大儲項目大規模放量，主要的發展形式為獨立儲能，占據80%以上。獨立儲能可以實現共享儲能，為新能源提供配儲的租賃服務并從中獲益，共享儲能的本質是引入第三方投資商，具備一定經濟性。隨著新能源新增裝機將持續增加，大儲需求將實現可持續性發展。另一方面，配儲比例目前也有持續提升的態勢，大儲發展將更進一步。

獨立儲能商業模式發展

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

相應地，各地政策引導賦予儲能獨立市場地位，不斷破除儲能參與輔助服務市場、現貨市場等機制障礙，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模式的發展進程。

第一代：輸配電價模式

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

第二代：輔助服務+共享租金

始于青海、湖南，改進于山東，電力投資企業都可參與，儲能可參與輔助服務獲取收入，部分地區保障儲能參與輔助服務的利用小時數和價格；共享儲能可獲取新能源企業租金收入，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，調峰輔助服務和優先發電量計劃不復存在，儲能可以賺取現貨市場套利收入，考慮給予儲能電源側容量電費。

第四代：現貨市場+輔助服務+容量電價（展望）

不再依賴租金，主要收入包括現貨市場套利、輔助服務收入，可能還包括容量電價，預計以電源側容量電價為主，如頂峰容量電價、調峰容量電價等。

儲能商業模式仍處完善期 成本競爭仍是各環節競爭核心

儲能商業模式仍處完善期，成本競爭仍是各環節競爭核心。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，成本競爭是產業鏈各環節難以避開的重點。

同時不少上游企業將選擇價格策略來搶占市場份額，市場初期預計自主生產制造能力強的企業更具先發優勢，體現在成本控制力更優、產品迭代能力更強。