储能行业报告：全球分区域、应用市场空间、经济性及商业模式探讨报告（80页）

行业报告下载 2022年03月24日 08:51 管理员

存量新能源配储装机量测算方面，假设功率配比与配储时长和新增发电装机保持一致。预计中国光伏+风电2022-2025年未配储新能源发电装机量分别为598、714、837、967GW。存量配储渗透率于2022-2025年分别达到1%、1.2%、1.4%、1.6%，随着2024年成本降低，2025年预计渗透率快速增长至5%。综合来看，国内发电侧储能装机高增原因在于：1、风光装机的高增速；2、储能渗透率及储能配比的持续提升；3、存量风光电站配储。2022-2025年发电侧新增储能装机量总计分别达10.97、25.36、42.92、96.96 GWh。21-25年CAGR达110.8%。假设：光伏设备每W成本为4.00元（集中电站）。光伏设备使用年限为25年且每年性能线性衰减0.55%，其平均每年等效利用小时数为1200小时，中国上网电价平均0.37元/KWh，增值税税率为13%，所得税税率为25%。银行贷款期限为15年，贷款比例70%，贷款利率3.8%。基于上述假设，测算光伏发电内部收益率IRR为8.48%。

光伏+储能解决弃光假设：每年弃光率为2%，增加储能设备后，可以带来2%的额外电费收入，但是将增加储能设备的成本。储能设备每Wh单价约为1.8元，以10%功率配比+2h时长配储，每W光伏对应储能设备成本为0.37元，充放电深度为95%，每天循环次数一次，每年性能线性衰减5%。假设储能设备使用年限为10年，其银行贷款期限为10年，贷款比例为70%，贷款利率为3.8%，其余假设相同。上述假设下，测算得光伏+储能解决弃光IRR为5.30%。假设：在经济性测算中取调峰补偿为500元/MWh，即0.5元/KWh计算。（全国多地已经出台调峰补偿标准，在测算时着重参考更具先进性的南方电网以及南方电网管辖省份的补偿值）。所有剩余容量充分用于调峰服务。以首年为例，对于功率为1W的光伏发电设施，储能设备解决弃光27Wh，其每天1次循环在一年中可以提供的总容量约为 70Wh，剩余43Wh全部参与调峰服务。充电补贴为0.2元/KWh（仅部分地区）。部分地区对于解决弃光的储能设备根据其消纳电量予以补贴。上述假设下，光伏+储能解决弃光&参与市场化调峰辅助服务IRR为6.33%。在少部分具有充电补贴的地区，IRR上升至6.64%。