文 ｜ 荆玉
2023开年，风光产业链成为了“难兄难弟”。风机中标价持续下跌从去年延至今年，光伏方面，岁末年初开启的降价潮快速侵蚀着产业链利润。
不过，两个产业上游的“让利”，对于下游产业链的繁荣则是一种利好和促进——上游降价将推动国内集中式地面电站项目装机增长，会拉动大型储能系统装机增量的提升和逆变器的出货量。因此，“光伏降价，储能吃饱”的预期也成为了业内人士的共识。
一名储能从业人士告诉巨潮，2023年发电侧储能项目上量会更多，今年或将是发电侧储能的大年。
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计，2022年国内电化学储能新增装机规模约5．93GW，较2021年（1．84GW）增长接近两倍。即便经历了原材料涨价、疫情等多重冲击，仍然展现了极高的韧性和爆发力。
这一趋势有望在2023年得到延续。
根据中电联2022年12月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，各省规划的新型储能发展目标合计超过60GW，是国家能源局“2025年达到30GW”目标的两倍。而截至2022年底全国已投运新型储能项目装机规模仅8．7GW，可以说后续的高速增长具有很大的确定性。
种种因素叠加之下，2023年大概率又将是国内电化学储能继续高速增长的一年。
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高速增长
新能源强配储能政策极大地促进了国内发电侧储能装机量的提升。
之所以能够在近两年实现高速增长，很大程度上是源于储能赛道，尤其是发电侧储能赛道的低基数。
根据国家能源局数据，截至2020年底，我国光伏、风电的累计装机规模分别高达253GW和281．72GW，而同期我国电化学储能的累计装机规模仅为3．27 GW，还不及前两者的装机量零头。
背后的根本原因在于，国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式。目前国内光伏和风电场配备储能系统的主要收入来源是提供调峰服务，但按照目前的补偿标准，电站配备储能提供调峰服务并不划算。
不过，自2020年开始，新能源强配储能的模式仍然在全国范围内大规模推开。据悉，进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”， 新能源强配储能已成为大势所趋。
国内发电侧储能装机量由此极大提升。如上文所述，2020年至2022年，国内发电侧储能装机量分别同比增长了178％、19％和222％。
虽然新能源强配储能政策一直遭遇舆论质疑是“虚假繁荣”，不过其仍然推动了国内发电侧储能驶入发展的快车道。
低基数本身也意味着巨大的发展潜力。储能市场被普遍认为是下一个可能爆发的万亿市场，特斯拉创始人马斯克曾表示，希望特斯拉的储能业务可以发展到与汽车业务不分伯仲，甚至超越汽车业务。
2023年，在央企发力稳增长和风光产业链价格下滑的趋势下，光伏、风电新增装机量都有望实现持续增长。如中国光伏行业协会名誉理事长王勃华预计，2023年，我国光伏新增装机保守预测为95GW，乐观预测为120GW。而要完成十四五风电装机量目标，2023－2025年全国风电年均新增装机容量将在65GW－75GW之间，相比2022年装机量接近翻倍。这意味着今年也将是发电侧储能的大年。
此外，碳酸锂价格今年以来的持续回落，也促进了储能系统价格的下跌，或将促进储能装机量的进一步爆发。
2月19日，生意社数据显示，目前电池级碳酸锂报价44．20万元／吨，较月初的49万元／吨下跌9．80％，较去年四季度时的近60万元／吨回调更为显著。
业内人士看来，碳酸锂价格目前仍未探底。中国科学院院士、中国电动车百人会副理事长欧阳明高表示，预计今年下半年碳酸锂价格将降至35万元／吨至40万元／吨。这将进一步降低储能系统的价格。
