浙商证券发布光储平价款经济性测算报告。2010-2023年光伏度电成本从0.460美元/kWh降至0.044美元/kWh，降幅超90%。在中国和亚非拉市场，20%×2h配比下光储度电成本约0.3元/kWh，已具备较好的经济性。根据Lazard数据，美国新能源配储在某些场景下相比传统能源的LCOE已经更具备竞争力。光储平价驱动全球大储市场从“政策驱动”走向“经济性驱动”，BNEF预计2024-2035年全球储能将以17.0%的年复合增长率增长。
光伏度电成本十年降90%，平价上网已实现
2010-2023年，光伏发电度电成本从0.460美元/kWh下降到0.044美元/kWh，2023年同比减少12%，光伏在全球已实现平价上网。光伏成本快速下降的核心驱动因素包括：硅料价格下降、电池效率提升、组件制造规模效应、系统平衡部件成本降低。
光伏平价上网为光储平价奠定了坚实基础。随着光伏渗透率提升，电力系统对灵活性资源的需求随之增长，储能成为配套光伏的天然选择。当光储联合系统的度电成本能够与传统能源竞争时，储能将从“成本项”转变为“价值项”。
光储度电成本测算：中国及亚非拉约0.3元/kWh
在中国和亚非拉市场，20%×2h配比下，按光伏EPC成本3.1元/W、储能EPC成本1.2元/W进行测算，光储度电成本约0.3元/kWh。在基准利用小时1300h、配储20%×2h、循环寿命5000次的情景下，光储LCOE为0.299元/kWh。
若年利用小时提升至1700h，光储LCOE可降至0.229元/kWh；若配储比例和配储时长提升至40%×4h，光储LCOE上升至0.380元/kWh；若未来成本进一步降低、循环寿命提升至10000次，LCOE仍有下降空间。总体来看，中国和亚非拉地区光储已具备较好的经济性，且随着技术迭代，经济性有望进一步改善。
美国市场——新能源配储LCOE已具备竞争力
根据Lazard数据，美国新能源配储在某些场景下相比传统能源的LCOE已经更具备竞争力。在美国，新能源+储能的平准化度电成本已经低于天然气峰值电厂和核电站。美国部分地区的峰值电价和辅助服务价格已能支撑储能的独立商业化运营。
IRA法案将独立储能纳入ITC抵免范围，进一步提升了大储项目的经济性。对于规模大于1MW的表前和工商业储能，满足现行工资和学徒制可获得30%的基础税收抵免，2023-2032年均为30%，此后逐步退坡。
全球大储需求从“政策驱动”走向“经济性驱动”
光储平价是全球大储需求长期增长的核心逻辑。当储能从“政策补贴驱动”转向“经济性自驱动”时，市场需求将更具可持续性和爆发力。根据BNEF预测，2024年全球储能新增装机将达到69GW/169GWh，以GWh计同比增速达76%，2024-2035年将以17.0%的年复合增长率增长。
新兴市场是光储平价逻辑的最佳验证。中东、印度、巴西、智利等光照资源丰富的地区，光伏LCOE低于全球平均水平，光储联合系统已具备竞争力的度电成本。这些地区储能装机有望随新能源装机增长而快速扩张，成为全球大储市场的重要增长极。
表5：中国和亚非拉光储度电成本测算| 情景 | 光伏EPC（元/W） | 储能EPC（元/kWh） | 配储比例 | 光储LCOE（元/kWh） |
|---|
| 基准情景 | 3.1 | 1.2 | 20%×2h | 0.299 |
| 利用小时提升 | 3.1 | 1.2 | 20%×2h | 0.229 |
| 配储比例提升 | 3.1 | 1.2 | 40%×4h | 0.380 |
