我国风电、光伏已经初步进入入平价上网的发展阶段，今年以来，多地出台新能源强制配装储能政策。但因为受到成本制约，光伏电站自主加装储能的积极性并不高。
光伏+储能可否实现经济性？近期，川财证券在一份报告中进行了一次测算。 最乐观的测算结果显示：不配储能即可实现平价上网。
内部收益达8%是一道门槛
目前光伏加装储能的建造成本有几何？古瑞瓦特曾以江西省为例计算过加装储能的成本增加程度：江西省要求申请参与全省2021年新增光伏发电竞争优选的的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成，对符合建设条件的光储一体化项目将在竞争优选评分中给予倾斜支持。如果是100MW的光伏电站，储能要配置10MW/10MWh，即10MW储能变流器和10MWh储能蓄电池，目前储能变流器的价格大约是0.3元/W，锂电池的价格大约是1.2元/Wh，储能系统增加1500万元成本，如果光伏系统按3.5元/W的建造成本算，储能10%容量/1小时大约增加4%的成本。10MW的光伏电站综合度电成本约为0.4~0.6元/(kWh·次)。
川财证券的报告以青海省为例，在储能时长2小时，储能配置比例 10%、15%、20%情况下，计算出配置储能新增度电成本0.05、0.07、0.1 元/kWh。报告称，青海省虽然规定“新能源+储能”项目有补贴，但仍不足以完全覆盖储能成本。
内部收益率达到多少可以实现光储平价？报告参考了中央发电集团对自建新能源平价项目8%的内部收益率要求，也就是说内部收益率达到8%，即已迈入经济性门槛。
不配储能即可实现平价上网
报告以装机规模 500MW 的集中式光伏电站为例，对光伏电站的现金流进行模拟，分别测算出仅有光伏电站、光伏电站+储能、光伏电站+储能+减少弃光三种情形下的电站内部收益率。
1）对不配置储能的光伏电站内部收益率进行测算如下：
即，如果不配置储能，内部收益率是8.14%，达到平价标准。
2）对加装储能的光伏电站进行测算，不考虑储能电站对弃光的改善的情况下：
这一测算中加入了第13年新增更新储能系统的投入成本。即，在配置储能并不考虑对弃光问题改善的情形下，该光伏电站收益率为 6.6%，显著降低了不加装储能时电站的内部收益率。
3）考虑储能系统对弃光问题的改善的情况下：
由于储能系统解决了弃光的问题，因此电站所发出的电力可以全额上网，相应地可以增加发电收入。经过测算，加装储能系统的光伏电站的内部收益率为 7.12%，仍未达到 8%临界标准。
明年实现光伏+储能平价上网是乐观预期
也就是说，在目前情况下，即便考虑储能系统对弃光问题改善带来的收入增量，因为仍然达不到8%这一临界点，也就无法调动光伏电站加装储能的积极性。
报告为探究光伏加装储能何时进入平价拐点，对光伏电站及储能系统降本趋势进行估计，并测算乐观、中性、悲观三类预期下的内部收益率。
根据测算，在乐观降本预期下，2022 年光储电站收益率可突破 8%；在中性降本预期下，2023 年光储电站收益率可突破 8%；在悲观降本预期下，2024 年光储电站收益率可突破 8%。
报告还提出，因为2021 年光伏产业链成本普涨，4 元/W系统成本下的测算的内部收益率已经降至 6.28%，已经远低于 8%临界值。这也会推迟光伏+储能实现经济性的时间。
