隨著全球光伏系統(tǒng)成本下降，政策補貼持續(xù)走弱，包括天合、華為、特變、陽光、協(xié)鑫、中天等多家國內光伏領頭已緊急轉向“光伏儲能并行”的業(yè)務模式，陸續(xù)以儲能EPC，電池企業(yè)并購、儲能項目投資等角色切入海內外市場。

作為時至今日仍有一億三千萬人口尚未接入電網(wǎng)的東盟區(qū)域，潛力無需贅述。搶占該市場的關鍵在于誰能在此率先此建立可持續(xù)的“光儲”商業(yè)案例，并在競爭者到位前培育出一流的光儲開發(fā)團隊。

東盟市場環(huán)境概覽

伴隨全球光伏政策普遍退坡、土地資源限制、可再生能源發(fā)展成本轉嫁致使用戶端用電成本上漲，以“光伏儲能協(xié)應”增加經濟性的綜合能源項目日益成為國際趨勢，太陽能整體產業(yè)向“分布式光伏+儲能”與“微電網(wǎng)”邁進。

在未來潛力巨大的東盟區(qū)域盡快建立可持續(xù)、可盈利的“光儲”商業(yè)模式正吸引著長期電力投資商與融資機構的目光。其中，以菲律賓、泰國為首的東盟傳統(tǒng)光伏強國憑借其成熟的市場基礎及在儲能項目上的快進，成為這股變革風潮的“引領者”。

市場經濟驅動下的菲律賓光儲

根據(jù)世界銀行數(shù)據(jù)，截至2018年，菲律賓全國通電率87.5%，未接入電網(wǎng)1600萬人口，市場年用電增長率在10.2%。作為典型的發(fā)-輸-配-售完全市場化競爭的國家，菲律賓所發(fā)電力均由發(fā)電公司經菲律賓國家電網(wǎng)公司(NGCP)傳送至配電區(qū)域，再由各區(qū)域配電公司最終售賣給各類電力用戶。這也讓其成為亞洲唯二的自由電力交易市場，擁有發(fā)展“光儲+微電網(wǎng)”的優(yōu)勢基因。

在國內，峰谷電價差套利是儲能產業(yè)運用最成熟的商業(yè)模式之一，回報率主要取決于峰谷電價差以及電池系統(tǒng)成本。一般而言，0.7元的電價差是行業(yè)共識的的盈利線，大多項目開發(fā)于江蘇、廣東這樣的高電價地區(qū)。

而作為電價排名東盟最高，亞洲第二的菲律賓，在部分區(qū)域也出現(xiàn)了足以高于紅線的項目機會。如菲著名旅游島嶼長灘島，峰谷價格分別會PHP6.8/PHP1.2，依每披索0.129人民幣匯率計算，差價在每度電0.72元。

基于旅游島的經濟活動和電力供不應求的大背景，投資者無需擔心購電者信用問題，只需找尋到合適的項目與合作方即可，無疑是目前企業(yè)切入儲能的最佳方式。(菲律賓已記錄旅游島達1700個，規(guī)劃中重點建設島嶼10個)

例：Visayas峰谷電價分別為PHP6.4755/2.2181(差價0.5398人民幣)

例：Luzon峰谷電價PHP6.5283/2.3426(差價0.549人民幣);

例：長灘島峰谷價格PHP6.8/1.2，差價0.72人民幣

資本市場已然先行

當前，許多光伏企業(yè)盡管緊密關注著儲能態(tài)勢，但尚未行動。主要原因在于其對上級資本市場態(tài)度的不確定。

基于目前通過峰谷電價差盈利的用戶側儲能系統(tǒng)使用鉛炭電池投資回報期大概在6-8年，鋰電池儲能系統(tǒng)需要8-10年左右，企業(yè)擔心相比光伏在同等回報率下4-5年的回本周期，顯得不那么有經濟性，無法吸引資方。

但對于長期新能源資商而言，光伏的項目減少勢必意味著需要尋找新的風口。同時，根據(jù)業(yè)內觀點，電池成本有望在今年內梯次下跌，6年內降幅可達約50%，未來項目的長期回報率將蔚為可觀。因此現(xiàn)階段已有不少帶有投資能力的儲能企業(yè)及收購儲能企業(yè)的光伏巨頭入場，搶占案例資源同時訓練團隊儲能開發(fā)經驗，以便在未來切分更大的“市場蛋糕”。其中代表性企業(yè)則包括：天合光能、華為、特變電工、陽光電源、協(xié)鑫、古瑞瓦特、科陸、南都電源、中天科技等。