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这是2022年的文章，这里是按100%配储计算，目前碳酸锂的价格和光伏度电成本都大幅下跌，没找到最新数据，拍脑袋毛估估配储30%会降到0.6元，比一般工业电价低。
光储一体化项目陷成本困境
■本报记者 董梓童《 中国能源报 》（ 2022年11月21日 第 10 版）
“光伏和储能融合发展是必然趋势。要实现碳达峰碳中和、构建新型电力系统，就要实现高比例的可再生能源，而在可再生能源电力具有波动性且自身不具备存储功能的情况下，与储能相结合势在必行。”11月17日，在第十四届中国（无锡）国际新能源大会暨展览会上，华为数字能源有限公司中国区智能光伏解决方案总经理孙雨航指出。
近几年，光伏+储能一直是产业热词。在中央和地方发布指导性政策的背景下，光伏配储潜在开发市场广阔，主要光伏企业或直接切入储能领域，或储备相关技术。不过，由于成本较高、经济性难突显，光储一体化项目并不吃香，尚处于叫好不叫座的尴尬状态。
■■原材料涨价凸显成本难题
远东电池研究院执行院长相江峰直言：“光储一体化项目推不起来，原因就在于成本偏高。此类项目成本一直维持在高位，特别是今年，原材料的涨价让这一问题更加凸显。比如在电池产业链上，如今碳酸锂的价格在56万元/吨左右，预计年底可能突破60万元/吨，而今年初的价格还仅是4万元/吨，一年之内就翻了十几倍。”
“目前储能系统成本在1.7元/瓦时左右。以电池寿命为10年、循环次数在3400次为基础进行测算，平均度电成本约为0.5元/千瓦时。若光伏平均度电成本为0.9元/千瓦时，两者相加后每度电的成本就要1.3元，远高于目前的电价。”相江峰清清楚楚地算了一笔账。
光伏配储成本高企已经成为影响相关项目发展的症结。国合洲际能源研究院院长王进指出，配储是越多越多省份投建光伏项目的特别要求。省份不同，配储的要求也不同，配置比例一般在5%至20%不等，配置时间在1小时至3小时之间。而在今年硅料价格上涨的背景下，光伏企业原本就面临供应链涨价的挑战，配储进一步大幅增加了项目投资成本。
截至目前，已有26个省（区、市）提出光伏项目配储要求。根据测算，若“十四五”期间各地按照相关发展规划落地项目，全国储能拟建项目装机规模将超过2800万千瓦。
■■一体化发展势不可挡
一边是高投入，一边是高需求。阿特斯太阳能技术支持副总裁马跃表示，目前，已有越来越多的国家将可持续发展放在关键位置，减排成为共识。用传统能源发1度电大约要排放800克二氧化碳，而生产1瓦光伏组件的碳排放量也在800克左右。这意味着，光伏发电一年就可以抵消生产时的碳排放量，随后的25—30年，则可以起到固碳作用。这也是光伏发展速度快、需求高的重要原因。
晶澳太阳能科技股份有限公司助理总裁刘巍说：“随着可再生能源逐步代替传统能源，储能加入其中是大势所趋。风光储一体化、光储充一体化都是市场关注的重点。我们同样认为这是未来比较大的一个风口。”
东方财富证券指出，全球光储进入快速成长期，在能源转型的道路上，光伏与储能两者密不可分。在政策驱动与可再生能源配套政策的带动下，光储产业未来成长空间巨大。另据第三方行业咨询机构预测，2025年全球光储市场规模将达到3000万千瓦时。
东方财富证券认为，随着平价上网的陆续推进，光伏领域将由过去的政策补贴模式转为商业盈利模式。近年来，我国太阳能发电装机容量进入快速增长期，其中2021年分布式光伏更是进入快速发展阶段，储能将是推动分布式光伏后续发展的重要驱动力。户用光储一体化或将催生大量经济性装机需求。
■■技术革新提高竞争力
在上述背景下，光储产业未来要如何发展？会上，相关企业高管均提到了同一个观点：继续进行技术升级和创新。在马跃看来，一个产业的快速发展离不开技术进步。“光伏发展迅速最重要的原因是成本快速下降。过去10年间，光伏组件的价格降低了10倍，目前的发电成本仅为10年前的1/10。若光伏成本在技术革新的加持下持续降低，光储项目在用户侧有更好的竞争力，将进一步促进产业发展。”
无锡极电光能科技有限公司副总经理姜伟龙指出：“经济性是产业发展要考虑的重中之重。要做光储，就要持续降本增效，这样算成本的时候才不会心惊肉跳。”
“其实，用户端最关心的并不是技术先进性，而是经济适用性。所以不管是光伏还是储能，技术积累和技术革新最终要保证的都是成本下降。”相江峰直言，“比如我们刚才算的那笔账，1.3元一度电肯定贵，但如果我们把电池的3000次循环做到6000次，成本就可以减半，再做到1.2万次循环则成本更低，这才是技术革新的真正目的。”
刘巍提出，在目前产业发展的大背景下，储能技术在光伏下游应用端逐渐体现出一种多元化的发展趋势。“在构建新型电力系统的过程中，新能源必须与储能融合，不仅仅是锂离子电池，还有很多技术路线，比如压缩空气储能、飞轮储能，这些新型储能技术的发展速度也非常快。不同的储能技术有不同的应用场景，都需要企业关注。”
报告丨光伏+储能经济性时点测算，平价或在2022年底丁一
在我们的第一篇储能系列深度报告《下游应用场景多点开花，储能万亿级市场即将开启》中，我们以青海省为例，对光伏电站加装储能项目的成本进行测算，以评价其经济性。
据测算，在储能时长2 小时，储能配置比例10%、15%、20%情况下，配置储能新增度电成本0.05、0.07、0.1 元/kWh。青海省出台的时限2 年的“新能源+储能”项目补贴虽然可以在一定程度缓解由储能需求带来的新能源装机压力，但仍不足以完全覆盖储能成本；经后续测算，即便考虑储能对弃光改善带来的额外收益，补贴仍不足以覆盖净成本。风电光伏初步步入平价阶段，要求新能源运营商独自承担加装储能的目标，存在经济效益矛盾的问题。
图2：电化学储能系统结构示意图
那么，从经济性角度来说，“光伏+储能”何时能够步入平价拐点？储能何时能够不依靠强制配储政策和补贴政策在我国实现发展？接下来，我们对“光伏+储能”平价时点进行测算。
通常来讲，衡量光伏电站效益的指标有两种，分别为内部收益率和度电成本。我们采用计算内部收益率的方式，测算光储经济性时点。
据了解，中央发电集团对自建新能源平价项目的收益率要求约为8%。我们以装机规模500MW 的集中式光伏电站为例，对光伏电站的现金流进行模拟，分别测算在仅有光伏电站、光伏电站+储能、光伏电站+储能+减少弃光，三种情形下的电站内部收益率，将该内部收益率与8%进行对标，判断项目效益是否达标。
图3：储能系统成本构成
测算假设：（1）光伏电站单位投资成本3.4 元/W，参考2020 年光伏电站EPC 中标价，2021 年受上游涨价影响，部分EPC 价格已飙升至4 元/W，但我们认为该价格并非常态，因此选择2020 年中标价更具参考意义。（2）储能容量选取10%、2h 配置，参考各省储能发展规划。（3）储能系统单位成本参考当前储能系统市场价格。（4）使用寿命：光伏电站使用寿命通常为25 年；储能系统使用寿命根据储能电池循环寿命，年使用次数估算，为13 年；逆变器使用寿命13 年，光伏电站生命周期基本需要更换一次逆变器。（5）电站、逆变器、储能系统设备残值率均取5%，参考晶科科技等企业电站残值率。（6）光伏电站维护成本30 元/kW/年，参考2020 年光伏电站运维服务中标价格。（7）储能系统维护成本0.05 元/kWh/N，N 为年充放电循环次数，参考学术论文。（8）上网电价取0.37 元/kWh，参考《2021 年新能源上网电价》征求意见稿，取各省平均值。（9）年利用小时1230 小时，取各省2020 年光伏利用小时平均值。（10）组件衰减，第一年2%，以后每年0.5%，参考学术论文。（11）逆变器价值取5100 万元，为系统成本3%。（12）所得税率15%，根据政策文件，自2021 年1 月1 日至2030 年12 月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税。表格6：测算假设下各参数取值
（1）根据以上假设，我们首先对不配置储能的光伏电站内部收益率进行测算。图6：光伏电站内部收益率测算（不配置储能）
据测算，在不配置储能的情形下，该光伏电站的内部收益率为8.14%，达到8%收益率要求。（2）接下来，对加装储能的光伏电站进行测算，但不考虑储能电站对弃光的改善。新增储能系统，将增加初始投资成本，由于储能系统需要在第13 年进行更换，因此第13 年回收资产除逆变器残值，还新增了储能残值；第13年，还需新增更新储能系统的投入成本。储能系统需定期维护，因此，每一期的运维成本也有所增加。图7：光伏电站内部收益率测算（配置储能，不考虑对弃光改善）
据测算，在配置储能并不考虑对弃光问题改善的情形下，该光伏电站的内部收益率为6.6%，显著降低了不加装储能时电站的内部收益率。我们认为，当前时点电站配储的积极性并不高，配置储能会将电站整体内部收益率降至8%临界点以下，在我们的测算中，内部收益率降低了1.54 个百分点，降幅较大。（3）考虑储能系统对弃光问题的改善，测算加装储能系统的光伏电站的内部收益率。由于储能系统解决了弃光的问题，因此电站所发出的电力可以全额上网，相应地可以增加发电收入。图8：光伏电站内部收益率测算（配置储能，考虑对弃光改善）
据测算，在考虑储能系统对弃光问题的改善的情形下，加装储能系统的光伏电站的内部收益率为7.12%，较上一测算有所提升，提升了0.52 个百分点。7.12%的内部收益率仍未达到8%临界标准，因此，在当前时点，即便考虑储能系统对弃光问题改善带来的收入增量，仍然无法调动光伏电站加装储能的积极性。为探究光伏加装储能何时进入平价拐点，我们对光伏电站及储能系统降本趋势进行估计，并测算乐观、中性、悲观三类预期下的内部收益率。表格7：光伏电站、储能系统降本趋势预测及相应内部收益率
根据测算，在乐观降本预期下，2022 年光储电站收益率可突破8%；在中性降本预期下，2023 年光储电站收益率可突破8%；在悲观降本预期下，2024 年光储电站收益率可突破8%。因此，我们认为，在乐观、中性、悲观三类情景下，光储经济性时点分别为2022、2023、2024 年。综合来看，我们认为2022 年底，“光伏+储能”或迈入经济性时点。2021 年光伏产业链普涨，4 元/W 系统成本下的测算IRR 降至6.28%2021 年，光伏产业链经历了较大波动，上游硅料价格涨价持续，导致一、二季度部分电站因收益率不达标而停止招标。我们对目前时间节点的主流光伏EPC 中标价下的电站项目内部收益率进行测算。图9：4 元/W 投资成本下光伏电站内部收益率测算（无储能）
测算结果显示，在4 元/W 的单位投资成本下，且不考虑加装储能，光伏电站的内部收益率降至6.28%，远低于8%临界值。也正是出于此原因，目前电站企业不得不为了保证装机量而调低IRR 标准。