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我國風(fēng)電、光伏已經(jīng)初步進入入平價上網(wǎng)的發(fā)展階段，今年以來，多地出臺新能源強制配裝儲能政策。但因為受到成本制約，光伏電站自主加裝儲能的積極性并不高。

光伏+儲能可否實現(xiàn)經(jīng)濟性？近期，川財證券在一份報告中進行了一次測算。 最樂觀的測算結(jié)果顯示：不配儲能即可實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

內(nèi)部收益達(dá)8%是一道門檻

目前光伏加裝儲能的建造成本有幾何？古瑞瓦特曾以江西省為例計算過加裝儲能的成本增加程度：江西省要求申請參與全省2021年新增光伏發(fā)電競爭優(yōu)選的的項目，可自愿選擇光儲一體化的建設(shè)模式，配置儲能標(biāo)準(zhǔn)不低于光伏電站裝機規(guī)模的10%容量/1小時，儲能電站原則上不晚于光伏電站同步建成，對符合建設(shè)條件的光儲一體化項目將在競爭優(yōu)選評分中給予傾斜支持。如果是100MW的光伏電站，儲能要配置10MW/10MWh，即10MW儲能變流器和10MWh儲能蓄電池，目前儲能變流器的價格大約是0.3元/W，鋰電池的價格大約是1.2元/Wh，儲能系統(tǒng)增加1500萬元成本，如果光伏系統(tǒng)按3.5元/W的建造成本算，儲能10%容量/1小時大約增加4%的成本。10MW的光伏電站綜合度電成本約為0.4~0.6元/(kWh·次)。

川財證券的報告以青海省為例，在儲能時長2小時，儲能配置比例 10%、15%、20%情況下，計算出配置儲能新增度電成本0.05、0.07、0.1 元/kWh。報告稱，青海省雖然規(guī)定“新能源+儲能”項目有補貼，但仍不足以完全覆蓋儲能成本。

內(nèi)部收益率達(dá)到多少可以實現(xiàn)光儲平價？報告參考了中央發(fā)電集團對自建新能源平價項目8%的內(nèi)部收益率要求，也就是說內(nèi)部收益率達(dá)到8%，即已邁入經(jīng)濟性門檻。

不配儲能即可實現(xiàn)平價上網(wǎng)

報告以裝機規(guī)模 500MW 的集中式光伏電站為例，對光伏電站的現(xiàn)金流進行模擬，分別測算出僅有光伏電站、光伏電站+儲能、光伏電站+儲能+減少棄光三種情形下的電站內(nèi)部收益率。

1）對不配置儲能的光伏電站內(nèi)部收益率進行測算如下：

即，如果不配置儲能，內(nèi)部收益率是8.14%，達(dá)到平價標(biāo)準(zhǔn)。

2）對加裝儲能的光伏電站進行測算，不考慮儲能電站對棄光的改善的情況下：


這一測算中加入了第13年新增更新儲能系統(tǒng)的投入成本。即，在配置儲能并不考慮對棄光問題改善的情形下，該光伏電站收益率為 6.6%，顯著降低了不加裝儲能時電站的內(nèi)部收益率。

3）考慮儲能系統(tǒng)對棄光問題的改善的情況下：


由于儲能系統(tǒng)解決了棄光的問題，因此電站所發(fā)出的電力可以全額上網(wǎng)，相應(yīng)地可以增加發(fā)電收入。經(jīng)過測算，加裝儲能系統(tǒng)的光伏電站的內(nèi)部收益率為 7.12%，仍未達(dá)到 8%臨界標(biāo)準(zhǔn)。

明年實現(xiàn)光伏+儲能平價上網(wǎng)是樂觀預(yù)期

也就是說，在目前情況下，即便考慮儲能系統(tǒng)對棄光問題改善帶來的收入增量，因為仍然達(dá)不到8%這一臨界點，也就無法調(diào)動光伏電站加裝儲能的積極性。

報告為探究光伏加裝儲能何時進入平價拐點，對光伏電站及儲能系統(tǒng)降本趨勢進行估計，并測算樂觀、中性、悲觀三類預(yù)期下的內(nèi)部收益率。


根據(jù)測算，在樂觀降本預(yù)期下，2022 年光儲電站收益率可突破 8%；在中性降本預(yù)期下，2023 年光儲電站收益率可突破 8%；在悲觀降本預(yù)期下，2024 年光儲電站收益率可突破 8%。

報告還提出，因為2021 年光伏產(chǎn)業(yè)鏈成本普漲，4 元/W系統(tǒng)成本下的測算的內(nèi)部收益率已經(jīng)降至 6.28%，已經(jīng)遠(yuǎn)低于 8%臨界值。這也會推遲光伏+儲能實現(xiàn)經(jīng)濟性的時間。 

原標(biāo)題：光儲平價何時才能實現(xiàn)？機構(gòu)預(yù)測最早在2022年！