2022年 9月起国内硅料时间产出明显放量（万吨）

短期内新能源发电侧储能收益机制尚待建立，市场化是长期方向。目前国内新能源配套储能尚无明确收益模式，投资业主更多把配套储能作为额外的成本项进行考虑，我们认为打通新能源配套储能项目经济性的关键在于建立市场化的收益补偿机制。2022年1月国家发改委、能源局发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》已明确提出2025年初步建成全国统一电力市场，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。具体到新能源配套储能项目而言，推动新能源参与电力市场交易、推进电力现货市场建设、持续完善电力辅助服务市场等改革方向都将扩大储能项目在电力市场中的收益来源与套利空间，助力储能项目自身经济性的提升。

2022下半年起国内大型风光项目建设进度有望明显加快，配套储能项目加速落地。2022年上半年受疫情、硅料紧缺、装机成本高企等多方面影响，大型风光项目建设进度相对较慢，上半年国内新增风电、地面光伏装机仅为12.9GW/11.2GW，与此前预期存在一定差距。考虑到2021年以来国内风机招标持续放量，而光伏硅料的产出亦从四季度起实质性放量（七八月份受检修、限电、疫情等因素并未充分释放），我们对2022年下半年以及2023年国内大型风光项目装机持积极态度，相应的配套储能亦有望加速落地。

共享/独立储能兴起，未来有望贡献较大增量。从电力调度的角度出发，每个新能源场站单独配建一个储能电站往往不是系统的整体最优方案，前期发改委、能源局文件中已多次提出探索推广共享储能模式，发挥储能“一站多用”的共享作用。相较于新能源场站单独配建的储能电站，独立/贡献储能的潜在收益来源更加丰富，包括容量租赁费用、峰谷套利、调峰调频、容量电价补偿等。目前国内部分省份独立/共享储能的盈利模型已初步建立，随着收益模式在探索中走向成熟，国内独立/共享储能有望迎来快速发展。2022年山东、浙江、河北、广西等省份相继下发新型储能示范项目名单，合计总规模超过10GW，因此在新能源场站自行配套的储能项目以外，我们预计未来独立/共享储能也有望贡献较大的装机增量。