储能的度电成本和里程成本分析

摘要：储能是促进可再生能源消纳和提升电网韧性的重要手段，而储能成本是决定储能技术应用和产业发展规模的重要参数。2019年第9期《电工电能新技术》(储能应用专刊)发表文章《储能的度电成本和里程成本分析》，结合产业调研对容量型储能的度电成本和功率型储能的里程成本进行了详细测算。结果表明，电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/(kW·h)，距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/(kW·h)还有差距。储能技术的发展需要围绕“低成本、长寿命、高安全和易回收”的目标，在综合考虑系统制造、系统寿命、系统安全和回收再生的基础上，开发变革性的储能技术和产品。论文工作为建设市场应用导向的绿色储能技术创新体系提供了重要参考。

1、研究背景

　　根据时长要求的不同，储能的应用场景大致可以分为容量型(≥4小时)、能量型(约1~2小时)、功率型(≤30分钟)和备用型(≥15分钟)四类。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，而储能成本则是决定储能技术应用和产业发展规模最重要的参数。基于储能全生命周期建模的储能平准化(度电)成本是目前国际上通用的储能成本评价指标。

　　度电成本的评价适合容量型储能场景(如削峰填谷)，因为可以将其直接与峰谷电价差进行比较，从而判断储能投资是否具有经济效益。但是，在功率型调频储能场景下，采用里程成本作为功率型储能经济性的评判标准更为合理。

2017-2019年，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会前后组织了六次全国范围的储能产业调研活动，共走访100多家储能相关企事业单位和30余个储能电站项目，掌握了丰富的实际储能数据。因此，本文结合实地项目调研和其它资料数据，对各类储能技术进行分析，给出储能技术度电成本和里程成本的详细计算方法，抛砖引玉，为不同应用场景储能技术的经济性分析和比较提供量化评价依据。

2、储能电站全生命周期成本

　　储能电站全生命周期成本可以分为安装成本和运行成本，其中储能电站的安装成本主要包括储能系统成本、功率转换成本和土建成本，运行成本则包括运维成本、回收残值和其他附加成本(如检测费、入网费等)。储能电站全生命周期的成本构成如图1所示。

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　                                （图1 储能电站全生命周期成本构成）

3、系统成本

　　储能系统成本包括储能系统的材料成本和制造成本。由于任何储能系统都具有一定的能量特性和功率特性，因此可以分别采用储能系统能量成本Csys-e(万元/(MW·h))和储能系统功率成本Csys-p(万元/MW)来评价同一储能技术分别应用在容量型和功率型场景的系统成本。

　　目前已商业化应用的储能技术有抽水蓄能、铅蓄电池和磷酸铁锂电池。综合调研数据获知，目前抽水蓄能电站的投资成本为60~64亿元/GW，抽水蓄能的系统能量成本为120~170万元/(MW·h)，未来随着选址经济性的降低，系统成本会有一定程度上升。铅蓄电池的系统能量成本在95~125万元/(MW·h)，受上游铅价及环保回收管控压力的影响，未来系统成本降低的空间很小。磷酸铁锂电池作为目前商业化应用的综合性能较高的典型储能技术，系统能量成本为150~230万元/MWh，未来随着低成本创新电池结构和工艺的开发，其成本还有继续下降的空间。

　　作为功率型储能技术，飞轮和超级电容器属于秒级至分钟级时长储能系统，如果要满足不低于15min时长的电力储能时间，系统功率成本大约在1000~1500万元/MW。钛酸锂电池也是典型的功率型储能技术，目前系统功率成本为200~300万元/MW，未来还有进一步下降空间。

4、度电成本

　　度电成本，也称平准化成本(Levelized Cost of Electricity，LCOE)，是对储能电站全生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的储能成本，即储能电站总投资/储能电站总处理电量。度电成本的计算对于在容量型场景应用的储能技术经济性评估具有重要指导意义。针对度电成本，除考虑储能技术的使用寿命外，还应该考虑电站能量效率以及电化学储能技术的放电深度和容量衰减等。根据调研及文献数据，图2给出了不同储能技术的度电成本范围。其中，容量型磷酸铁锂储能电站的度电成本目前为0.62~0.82元/(kW·h)。

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　                                （图2 几类典型储能技术的度电成本）

　　对于锂离子电池储能技术，从全生命周期的成本构成看，其功率转换和土建的成本下降空间十分有限。过去8年里，锂离子电池单体(不是系统)的能量成本从450~600万元/(MW·h)降至100~150万元/(MW·h)，下降幅度近80%。但其成本的年均下降比例并非线性，近两年的成本降低幅度不到2013年的一半，沿用现有工艺技术成本下降空间有限，必须开发变革性的电池技术，从产品全生命周期成本的角度考虑电池结构和工艺创新设计，降低制造、运维和回收处置成本，提高系统残值。以磷酸铁锂储能电池为例，未来若能做到以下几点：1、进一步改进电池结构和工艺，提高材料利用率，降低10%的材料成本和30%的制造成本;2、设计方便拆解回收的电极及壳体结构，增加电站残值至20%;3、通过在线维护系统补充活性锂离子，将系统终止(70%容量保持率)时的循环寿命提高到7000次，则电站的度电成本可降至约0.3元/(kW·h)，可满足容量型储能大规模商业化应用的目标要求。

5、里程成本

　　里程成本指在功率型调频储能电站的生命周期内，平均到单位调频里程的电站投资成本，即储能电站总投资/储能电站总调频里程。里程成本是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。电网的一次调频指机组调速器及负荷特性自发吸收电网高频低幅负荷波动以减少频率变化，时间尺度在秒级至分钟级，火电机组通常的响应时间在10~30s之间;二次调频即AGC调频，由机组跟随AGC指令以平抑区域控制偏差，实现无差调节。由于受能量转换机械过程的限制，火电机组提供二次调频的响应速度比一次调频要慢，响应时间一般需要1～2min。储能设备与火电机组相结合共同提供调频服务，可以提高火电机组运行效率，减少机组磨损，提高机组对于电网AGC调频指令的调节速率、响应速度和响应精度。根据调研及文献数据，给出不同储能技术用于AGC辅助调频时的里程成本范围，如图3所示。

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　                                （图3 几类典型储能技术的里程成本）

　　从调研情况和数据分析来看，三元锂电池应用于调频储能的安全问题尚有待解决。超级电容器和飞轮瞬态输出的功率成本虽然很低，但为达到AGC调频应用的规定出力时间，需要增加配置容量，因此实际的系统功率成本非常高，尚不能被市场接受。目前功率型磷酸铁锂电池已能够在局部地区的电力辅助服务市场获得较好收益，但每天频繁的充放电次数对于电池寿命冲击影响较大， SOC的估算也较困难，另外，在系统生命后期，电池不一致性问题突出。这些都是未来功率型储能技术有待解决的瓶颈问题。

6、结论

(1)储能电站的全生命周期成本包括系统成本、功率转换成本、土建成本、运维成本、回收残值和其它成本。根据容量型和功率型应用场景的不同，应分别用度电成本和里程成本评估储能电站的经济性;

(2)当前抽水蓄能电站投资功率成本约5500~7000元/kW，度电成本0.21~0.25元/kWh，未来随选址经济性降低，度电成本会有小幅上升;电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/kWh，距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/kWh还有相当的差距，容量型电化学储能技术中经济性较好的是磷酸铁锂电池，但与抽水蓄能相比仍然偏高，度电成本为0.6~0.8元/kWh，尚不能完全依赖峰谷价差实现盈利;磷酸铁锂电池储能电站在功率型场景应用的里程成本6~9元/MW，能够在局部地区的辅助调频服务市场获得收益;

(3)围绕“低成本、长寿命、高安全和易回收”的目标，未来电化学储能技术的研究需要明确攻关方向，重点突破以下内容：①开发颠覆性的储能本体内部安全可控技术，提升储能系统安全至完全可控等级;②开发颠覆性的修复延寿技术，延长储能系统寿命至10~20年;③开发易回收的电池结构技术和低成本的回收再生技术，实现贵金属元素资源再生率大于90%;④开发低成本系统制造技术，降低系统成本40%以上，实现高性能储能装备的国产化，服务于全球储能市场。