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摘要：产业链成本的下降，使得国内大储即使不向用户侧电价端传导成本压力，也能够通过容量租赁、现货价差、辅助服务等市场化的方式实现降本。特别是在山东省模式全国领跑后，国内大储商业模式将越来越清晰。 这篇文章继续来聊聊储能中的“大储”。 大储其实就是大型储能，大型储能目前一般用在发电侧。大家都知道风电和光伏这种新能源不能稳定发电，风电要有风才能发电，光伏要有光才能发电，但用电侧是随时都需要用电，因此需要对风电、光伏这些新能源发电进行调峰调频，保证下游的需求，以及输出的稳定，电网安全。这个时候就需要使用大型储能。 在今年以前，投资市场不是那么看好大型储能，为什么呢？因为从经济性的角度，大储不赚钱！ 举个简单粗暴的例子（数字仅为随便列举，不具有实际参考意义）：国外的商业模式：储能成本1元，卖出去1.3元，低存高卖；但是国内的商业模式是：储能成本1元，只能卖出去0.7元。如果在最后一环的销售上是亏本的，这生意还怎么做？ 目前国内的大储基本采用磷酸铁锂电池，但这两年碳酸锂价格暴涨，如果做成储能系统根本不赚钱。想要商业经济性提升，核心不外乎两点：要么电价提升，要么成本下降。 但是在我国，想要提高电价绝非易事，所以未来储能的利好，只能来源于降本。 降本的来源有很多，可以是硬成本的下降，也可以是模式的优化，抑或是补贴政策的推行。 那近期储能板块又开始活跃，是因为什么呢？ 首先，在硬成本方面。碳酸锂和光伏硅料价格近期都出现了超预期的下跌。 碳酸锂是电芯的主要成本，占比超过50%，近期碳酸锂从60万元/吨下调至54万元/吨，2023年预期的价格中枢将回落到40万-50万元/吨。根据测算，碳酸锂价格每下降5 万元/吨，电芯价格下降0.029元/Wh，储能 IRR 提升1.1pct。在不考虑其他成本下降的情况下，若碳酸锂价格明年下降至40万元/吨，独立储能系统成本降至1.91元/Wh，对应IRR为10.2%。 此外，光伏硅料也从30万元/吨的高点回落，如果未来能下降至16万-18万元/吨，将带来0.3元/W左右的组件降价，从整体经济性的角度已经可以基本覆盖储能配置成本，光伏项目在承担储能成本后的IRR依然达到6%左右，也就是达到光储平价。 第二个利好，就是以山东、山西、湖南等地为代表的商业模式也逐步成型。 12月21日，山东省能源局印发《2022年市场化并网项目名单》，共包含54个光伏项目、装机容量合计约6.93GW，54个光伏项目配置储能共计约2.7GW/5.5GWh。与此同时，项目开发单位还承诺配置储能设施并明确并网时限。具体来看，6.93GW光伏及配套2.7GW/5.5GWh将于两年内实现并网，其中549.3MW/1158.7MWh储能及对应的光伏承诺将于2023年底前并网，还有2.15GW/4.34GWh和配套的光伏将于2024年底前并网。而且配套的储能项目有配建电化学储能1.42GW/2.84GWh和配建大规模独立储能1.25GW/2.5GWh两种模式。 根据此次山东公布的项目清单来看，山东光伏项目配储比例已经提高到最高42%，据北极星储能网不完全统计，山东目前在全国位居第二、仅次于河南省的最高55%。而去年山东公布的2021年度市场化项目配储比例仅为10%。 综上，产业链成本的下降，使得国内大储即使不向用户侧电价端传导成本压力，也能够通过容量租赁、现货价差、辅助服务等市场化的方式实现降本。特别是在山东省模式全国领跑后，国内大储商业模式将越来越清晰。 |
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