2021年电力设备与新能源行业电化学储能发展前景分析报告（29页）.pdf

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1、2020年我国新增光伏装机48.2GW，新增风电装机71.67GW。但从我国新增储能装机数据来看，根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会(CESA)的统计，2020年，我国新增投运储能装机容量总计2.59GW，其中，电化学储能新增装机容量为785.1MW，占比30.4%，电化学储能新增装机容量仅占我国2020年风电、光伏新增装机的不到0.7%。我们认为，强制配置储能政策的出台，将一定程度拉动电力系统储能配置需求，行业具备成长动力。另一方面，我国风电光伏初步步入平价时点，目前电站自主加装储能的积极性仍旧不高，强制配储可以在一定程度拉动电力系统储能需求，但国内发电侧储能缺乏清晰的盈利模式，因此

2、高质量的中高端储能电池供应商因价格缺乏竞争力，其发展一定程度受到抑制，行业环境导致储能行业劣币驱逐良币，不利于行业实现高质量发展。2.光储经济性时点测算，平价或在 2022年底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

3、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。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

4、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。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。