光伏+儲能可否實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性?近期,川財(cái)證券在一份報(bào)告中進(jìn)行了一次測算。 最樂觀的測算結(jié)果顯示:不配儲能即可實(shí)現(xiàn)平價(jià)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(jì)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(xiàng)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(jī)規(guī)模的10%容量/1小時(shí),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(xiàng)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(jià)格大約是0.3元/W,鋰電池的價(jià)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(shí)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(cái)證券的報(bào)告以青海省為例,在儲能時(shí)長2小時(shí),儲能配置比例 10%、15%、20%情況下,計(jì)算出配置儲能新增度電成本0.05、0.07、0.1 元/kWh。報(bào)告稱,青海省雖然規(guī)定“新能源+儲能”項(xiàng)目有補(bǔ)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(shí)現(xiàn)光儲平價(jià)?報(bào)告參考了中央發(fā)電集團(tuán)對自建新能源平價(jià)項(xiàng)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(jì)性門檻。
不配儲能即可實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)
報(bào)告以裝機(jī)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(jìn)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(jìn)行測算如下:
2)對加裝儲能的光伏電站進(jìn)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(shí)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(shí)現(xiàn)光伏+儲能平價(jià)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?yàn)槿匀贿_(dá)不到8%這一臨界點(diǎn),也就無法調(diào)動(dòng)光伏電站加裝儲能的積極性。
報(bào)告為探究光伏加裝儲能何時(shí)進(jìn)入平價(jià)拐點(diǎn),對光伏電站及儲能系統(tǒng)降本趨勢進(jìn)行估計(jì),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(bào)告還提出,因?yàn)?021 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(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性的時(shí)間。
原標(biāo)題:光儲平價(jià)何時(shí)才能實(shí)現(xiàn)?機(jī)構(gòu)預(yù)測最早在2022年!