报告：储能市场测算、项目经济性分析、公司布局-第6页-北极星储能网

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5、削峰填谷最具经济性且市场容量最大

我们认为，目前最具市场经济性的是传统电网削峰填谷，已经可以实现无补贴的商业化推广，若“十三五”期间在大型工业城市投资储能项目，则市场规模有望达到1500～2400亿元，如表7所示。此外，未来若在大型工业省份全面推广储能，则市场规模更可观;后备电源及UPS储能也不需要补贴，市场规模约为1000亿元;新能源发电可按一定比例配套储能，市场规模约为255亿元，但尚需补贴;另外，户用储能和充储放一体化充电站等市场规模不到100亿元，且需要补贴才能推广。综上所述，传统电网削峰填谷将是未来五年最大的储能市场。

二储能项目经济性分析

我们以10MWh的铅炭储能项目为例，每天峰值合计放电8小时，注意10MWh指每天释放的电量，因铅炭电池DOD约为70%～80%，故实际配置电池容量会高于10MWh。

第一步：计算项目投资金额，整个系统主要包括铅炭电池、BMS、PCS、EMS、配件及其他，如表8所示，合计投资约1250万元，即固定成本为1250元/kWh。

第二步，测算项目投资回报(暂不考虑借款带来的还本付息)，如表9所示，假设如下：

(1)折旧年限8年，铅炭电池残值率30%(铅回收)，系统残值率15%，按年数总和法折旧;

(2)若电池容量按每年5%的衰减，第8年末电池用量将衰减到70%以下，此时已低于最佳使用阈值;

(3)电价差为0.8元/kWh，回收期1的毛收入=10000kWh*26天*12月*0.8元/kWh=249.60万元;

(4)储能项目具有税收优惠，前5年所得税率3%，后三年所得税率9%。

可以看到，税后累计现金流在第6年成为正值，即静态6年回收，税后内部收益率IRR约为6.08%，且税后IRR与项目投资金额(固定成本)、电价差(电费毛收入)、折旧年限、电池衰减率等多个因素相关。

第三步，对项目进行敏感性分析，选定折旧年限(6～10年)和电价差(0.6～1.0元/kWh)两个重要变量，计算各种情景下的税后IRR，如表10所示。目前国内中长期贷款利率(五年以上)为4.9%，我们认为，税后IRR>6%的项目已具备经济性，税后IRR>10%的项目具有较好盈利能力，例如折旧年限n=10及电价差1元/kWh的情景下税后IRR可达到16.13%，这就是收益非常好的储能项目。

原标题：储能市场测算与项目经济性分析

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