1、研究背景

根據時長要求的不同，儲能的應用場景大致可以分為容量型(≥4小時)、能量型(約1~2小時)、功率型(≤30分鐘)和備用型(≥15分鐘)四類。不同應用場景對儲能技術的性能要求有所不同，而儲能成本則是決定儲能技術應用和產業發展規模最重要的參數。基于儲能全生命周期建模的儲能平準化(度電)成本是目前國際上通用的儲能成本評價指標。

度電成本的評價適合容量型儲能場景(如削峰填谷)，因為可以將其直接與峰谷電價差進行比較，從而判斷儲能投資是否具有經濟效益。但是，在功率型調頻儲能場景下，采用里程成本作為功率型儲能經濟性的評判標準更為合理。

2017-2019年，中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會前后組織了六次全國范圍的儲能產業調研活動，共走訪100多家儲能相關企事業單位和30余個儲能電站項目，掌握了豐富的實際儲能數據。因此，本文結合實地項目調研和其它資料數據，對各類儲能技術進行分析，給出儲能技術度電成本和里程成本的詳細計算方法，拋磚引玉，為不同應用場景儲能技術的經濟性分析和比較提供量化評價依據。

2、儲能電站全生命周期成本

儲能電站全生命周期成本可以分為安裝成本和運行成本，其中儲能電站的安裝成本主要包括儲能系統成本、功率轉換成本和土建成本，運行成本則包括運維成本、回收殘值和其他附加成本(如檢測費、入網費等)。儲能電站全生命周期的成本構成如圖1所示。

圖1 儲能電站全生命周期成本構成

3、系統成本

儲能系統成本包括儲能系統的材料成本和制造成本。由于任何儲能系統都具有一定的能量特性和功率特性，因此可以分別采用儲能系統能量成本Csys-e(萬元/(MW·h))和儲能系統功率成本Csys-p(萬元/MW)來評價同一儲能技術分別應用在容量型和功率型場景的系統成本。

目前已商業化應用的儲能技術有抽水蓄能、鉛蓄電池和磷酸鐵鋰電池。綜合調研數據獲知，目前抽水蓄能電站的投資成本為60~64億元/GW，抽水蓄能的系統能量成本為120~170萬元/(MW·h)，未來隨著選址經濟性的降低，系統成本會有一定程度上升。鉛蓄電池的系統能量成本在95~125萬元/(MW·h)，受上游鉛價及環保回收管控壓力的影響，未來系統成本降低的空間很小。磷酸鐵鋰電池作為目前商業化應用的綜合性能較高的典型儲能技術，系統能量成本為150~230萬元/MWh，未來隨著低成本創新電池結構和工藝的開發，其成本還有繼續下降的空間。

作為功率型儲能技術，飛輪和超級電容器屬于秒級至分鐘級時長儲能系統，如果要滿足不低于15min時長的電力儲能時間，系統功率成本大約在1000~1500萬元/MW。鈦酸鋰電池也是典型的功率型儲能技術，目前系統功率成本為200~300萬元/MW，未來還有進一步下降空間。

4、度電成本

度電成本，也稱平準化成本(Levelized Cost of Electricity，LCOE)，是對儲能電站全生命周期內的成本和發電量進行平準化后計算得到的儲能成本，即儲能電站總投資/儲能電站總處理電量。度電成本的計算對于在容量型場景應用的儲能技術經濟性評估具有重要指導意義。針對度電成本，除考慮儲能技術的使用壽命外，還應該考慮電站能量效率以及電化學儲能技術的放電深度和容量衰減等。根據調研及文獻數據，圖2給出了不同儲能技術的度電成本范圍。其中，容量型磷酸鐵鋰儲能電站的度電成本目前為0.62~0.82元/(kW·h)。

圖2 幾類典型儲能技術的度電成本

對于鋰離子電池儲能技術，從全生命周期的成本構成看，其功率轉換和土建的成本下降空間十分有限。過去8年里，鋰離子電池單體(不是系統)的能量成本從450~600萬元/(MW·h)降至100~150萬元/(MW·h)，下降幅度近80%。但其成本的年均下降比例并非線性，近兩年的成本降低幅度不到2013年的一半，沿用現有工藝技術成本下降空間有限，必須開發變革性的電池技術，從產品全生命周期成本的角度考慮電池結構和工藝創新設計，降低制造、運維和回收處置成本，提高系統殘值。以磷酸鐵鋰儲能電池為例，未來若能做到以下幾點：1、進一步改進電池結構和工藝，提高材料利用率，降低10%的材料成本和30%的制造成本;2、設計方便拆解回收的電極及殼體結構，增加電站殘值至20%;3、通過在線維護系統補充活性鋰離子，將系統終止(70%容量保持率)時的循環壽命提高到7000次，則電站的度電成本可降至約0.3元/(kW·h)，可滿足容量型儲能大規模商業化應用的目標要求。

5、里程成本

里程成本指在功率型調頻儲能電站的生命周期內，平均到單位調頻里程的電站投資成本，即儲能電站總投資/儲能電站總調頻里程。里程成本是評價儲能電站參與電網一次調頻或二次調頻經濟性的重要指標。電網的一次調頻指機組調速器及負荷特性自發吸收電網高頻低幅負荷波動以減少頻率變化，時間尺度在秒級至分鐘級，火電機組通常的響應時間在10~30s之間;二次調頻即AGC調頻，由機組跟隨AGC指令以平抑區域控制偏差，實現無差調節。由于受能量轉換機械過程的限制，火電機組提供二次調頻的響應速度比一次調頻要慢，響應時間一般需要1～2min。儲能設備與火電機組相結合共同提供調頻服務，可以提高火電機組運行效率，減少機組磨損，提高機組對于電網AGC調頻指令的調節速率、響應速度和響應精度。根據調研及文獻數據，給出不同儲能技術用于AGC輔助調頻時的里程成本范圍，如圖3所示。

圖3 幾類典型儲能技術的里程成本

從調研情況和數據分析來看，三元鋰電池應用于調頻儲能的安全問題尚有待解決。超級電容器和飛輪瞬態輸出的功率成本雖然很低，但為達到AGC調頻應用的規定出力時間，需要增加配置容量，因此實際的系統功率成本非常高，尚不能被市場接受。目前功率型磷酸鐵鋰電池已能夠在局部地區的電力輔助服務市場獲得較好收益，但每天頻繁的充放電次數對于電池壽命沖擊影響較大， SOC的估算也較困難，另外，在系統生命后期，電池不一致性問題突出。這些都是未來功率型儲能技術有待解決的瓶頸問題。

6、結論

(1)儲能電站的全生命周期成本包括系統成本、功率轉換成本、土建成本、運維成本、回收殘值和其它成本。根據容量型和功率型應用場景的不同，應分別用度電成本和里程成本評估儲能電站的經濟性;

(2)當前抽水蓄能電站投資功率成本約5500~7000元/kW，度電成本0.21~0.25元/kWh，未來隨選址經濟性降低，度電成本會有小幅上升;電化學儲能目前的度電成本大致在0.6~0.9元/kWh，距離規模應用的目標成本0.3~0.4元/kWh還有相當的差距，容量型電化學儲能技術中經濟性較好的是磷酸鐵鋰電池，但與抽水蓄能相比仍然偏高，度電成本為0.6~0.8元/kWh，尚不能完全依賴峰谷價差實現盈利;磷酸鐵鋰電池儲能電站在功率型場景應用的里程成本6~9元/MW，能夠在局部地區的輔助調頻服務市場獲得收益;

(3)圍繞“低成本、長壽命、高安全和易回收”的目標，未來電化學儲能技術的研究需要明確攻關方向，重點突破以下內容：①開發顛覆性的儲能本體內部安全可控技術，提升儲能系統安全至完全可控等級;②開發顛覆性的修復延壽技術，延長儲能系統壽命至10~20年;③開發易回收的電池結構技術和低成本的回收再生技術，實現貴金屬元素資源再生率大于90%;④開發低成本系統制造技術，降低系統成本40%以上，實現高性能儲能裝備的國產化，服務于全球儲能市場。

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