规模化多元电化学储能度电成本及其经济性分析

刘 阳，滕卫军，谷青发，孙 鑫，谭宇良，方知进，李建林

（1国网河南省电力公司电力科学研究院，河南 郑州 450052；2北方工业大学储能技术工程研究中心，北京 100144）

随着储能的建设容量、规模扩大和集成技术的日益成熟，储能系统的成本将进一步降低。经过长期的安全性和可靠性测试，储能系统在提高电网可靠性、平抑新能源出力及紧急供电等方面发挥着重要作用[1-2]。在可再生能源并网、辅助服务、削峰填谷、容量支撑等不同应用场景下，多元电化学储能根据不同的技术特点起到关键性作用，其经济性研究对于降低储能成本、促进储能规模化发展具有重要意义。

影响储能技术在电力领域规模化应用的因素主要包括储能系统规模、技术水平、安全性和经济性。当电化学储能系统容量达到100 MW/200 MWh 规模、循环寿命达到5000次及以上、充放电效率80%以上，满足安全可靠性时，储能系统的高成本成为限制其更大规模应用的关键因素。故亟需深入研究储能项目投资面临的经济性问题，促进储能的商业模式向规模化发展转变[3-4]。

低成本长寿命是电化学储能一直以来追求的目标。储能系统的成本和效益，是决定其是否能够规模化的重要因素[5]。为衡量储能技术的经济性，通常采用度电成本作为关键指标，文献[6]针对容量型、功率型储能，计算了储能度电成本和里程成本，但没有采用现值计算，未考虑储能的时间价值；文献[7]计算了不同容量下储能的全生命周期度电成本，未考虑储能的资金成本；文献[8]在计算时只考虑了初始与运维成本，对不同发电小时数进行对比分析。

随着储能技术的发展，储能系统的顶层规划设计显得尤为重要，本工作总结了规模化储能系统的应用现状，列举了国内储能相关的示范工程，进而对多元储能技术的关键特性进行了分析。本工作通过优化全寿命周期LCOE模型方法，更新了储能度电成本数据，对多元储能技术经济性进行了测算，总结得出相关结论并对储能系统的规模化建设给出建议，具有一定的实际意义和参考价值。

1 多元电化学储能应用现状

我国储能技术已进入大规模应用及推广阶段，主要涉及储能技术在电力系统调频、削峰填谷、提高可再生能源并网能力等方面的应用[9]。目前，在我国湖南、江苏等多地已建立百兆瓦级电池储能系统应用示范电站，并已开始在福建宁德建设吉瓦级储能电站工程。不止锂离子电池储能电站跨入百兆瓦级的规模，全钒液流电池与钠硫电池储能电站相继有百兆瓦级工程落地，多种储能技术由商业化初期向规模化发展转变。相较于其他储能技术，电化学储能目前经济性较高，未来成本优势还会继续扩大。国内电化学电池储能技术应用的典型案例见表1。

表1 百兆瓦级多元储能技术应用Table 1 Domestic energy storage technology application cases

2 多元电化学储能度电成本分析

多元储能技术可划分为机械储能、电磁储能、电化学储能、相变储能、化学储能五类。其中电化学储能是新型储能技术中最重要的一部分，特点在于功率和能量可根据不同应用需求灵活配置，响应速度快，不受地理资源等外部条件的限制，适合大规模应用和批量化生产，但目前仍因使用寿命、造价等因素受到限制。

2.1 储能技术成本构成

随着多元电化学储能技术的单位容量成本不断下降，储能系统的经济性不断提升。储能成本和收益作为投资的关键因素，无疑会对储能大规模推广和应用造成影响。本工作以电化学储能为例，从建设成本、运营成本、资金成本等角度重点研究成本的影响因素以及降低成本的措施，以对新型储能电站的建设投资提供决策依据。

在电化学储能电站的成本构成中，电池成本占据总成本60%以上。电池选型对储能成本影响较大，应结合储能需求、应用场景、安全性、系统参数等因素综合考虑。电池成本和电池技术的不足也将限制电化学储能在新型电力系统中进一步大规模应用。

储能电站的成本构成包含初始投资成本、运维成本、换电成本、附加成本、电站残值等，如图1所示。目前，电化学储能技术处于规模化发展初期，面临投资回收机制、成本疏导机制不完善、服务价值体现不充分等问题。如果能将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价，无疑能加快有关储能项目的成本回收。将储能纳入辅助服务范围，通过市场化方式回收储能成本，对储能投资具有积极作用。

图1 储能电站的成本构成Fig. 1 Cost components of energy storage plants

2.2 多元储能优化度电成本模型

本工作的优化全寿命周期LCOE模型根据平准化度电成本方法改进，在度电成本计算中进行了优化，均采用现值计算，充分考虑了储能介质的充放电深度、充放电效率、容量衰减等参数的影响，增加了储能电站的资金成本和换电成本，在不考虑收益情况下，直观地体现新型储能的技术经济性。根据当前已公布的最新电池数据，较为全面地测算不同储能技术现阶段的度电成本。该模型从技术经济角度出发，不考虑电网侧的输电成本，计算公式表示为：

式中，Ctotal为储能技术全寿命周期总成本现值，元；Etotal为储能技术全寿命周期发电量现值，kWh；Cinv为初始投资成本，元；COM表示运营维护总成本现值，元；CR表示换电成本现值，元；Crec为电站固定资产残值现值，元；Ccharge表示充电成本现值，元；Ccapital表示投资资金成本，元；En表示储能电站年发电量，kWh；r为折现率，%；n为储能系统运行年份(1，2，3，…，N)，包含换电后年份。

（1）储能电站初始投资成本。储能电站建设的初始一次性投资成本可分为储能容量成本和功率成本，容量成本是储能电站提供能量时产生的成本，主要由电池本体、集成装置以及BMS 构成；功率成本是储能电站提供功率的成本，一般为PCS、辅助设施等。

式中，δP为单位功率成本，元/kW；δE表示单位容量成本，元/kWh；P表示储能电站的额定充放电功率，kW；E表示储能电站的额定容量，kWh。

（2）储能电站运营维护总成本现值。储能电站运维总成本主要包括容量运维成本、功率运维成本和人工成本。功率和容量的年运维成本现值之和表示如下：

式中，δP,OM为单位功率年运维成本，元/kW；δE,OM为单位容量年运维成本，元/kWh。

若上述的单位功率和容量年运维成本难以确定，则储能电站运维总成本可按照初始投资成本的一定比例估算。储能电站的运维总成本现值可表示为：

式中，μ表示储能的运维成本系数。

（3）储能电站换电成本现值。考虑到储能电池性能随使用次数增加逐渐下降，当储能电池性能难以达到储能电站的要求时，在储能电站中更换电池可以提高储能电站使用期限，提高储能电站投资利用效率，缩短投资回收期。而储能PCS 和辅助设备寿命较长，可使用20 年以上，不考虑更换。储能电站换电成本现值表示如下：

式中，τ为储能成本年均下降比例；t为换电年份；δR为单位容量换电成本，元/kWh。

（4）资金成本现值。资金成本包括税金支出、贷款利息等。税金支出含增值税、所得税和销售税金附加等。储能电站投资建设一次性投入较大，自有资金比例在20%～30%，其余为贷款。贷款占总投资的比例以及贷款利息对于储能电站的成本也有一定影响。

式中，Taxn表示储能电站的年度税收，元；In表示贷款利息，元。

（5）充电成本现值。为对比不同储能技术的度电成本，本工作采用统一的电价进行测算。根据目前的政策，国内储能电站通常采用两部制电价策略。储能电站的充电成本现值表示为：

式中，Pc为充电电价，元；θDOD为储能电池充放电深度，%；Tn为储能电站年循环次数。

（6）储能电站固定资产残值现值。储能电站会随着运营过程产生损耗，固定资产价值降低。储能电站寿命周期结束后，回收储能电站获取残值可抵消一部分成本，储能电站的残值与初始投资安装成本和回收系统有关，可表示为：

式中，γ为储能电站残值回收率，%。

（7）储能电站年发电量

式中，φ表示系统能量效率，%；η表示电池平均容量衰减率，%。

2.3 多元储能技术度电成本分析

考虑锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池、全钒液流电池等目前主流电化学储能技术，各储能技术的经济性参数见表2，测算其优化后的全寿命周期度电成本，对比各类储能技术的经济性。

表2 储能系统关键经济性指标Table 2 Key economic indicators of energy storage systems

按照100 MW/200 MWh规模的储能电站测算，储能时长按2 h，折现率为8%，每天满充满放一次，年运行360 d，电站评估期为20 a，电站残值为5%，充电电价按现行两部制电价执行约为0.25元/kWh。

按照以上参数进行测算，若不计充电成本，由于钠硫电池技术成熟度不够，导致全寿命周期度电成本最高，达到1.1985元/kWh，远远超过锂离子电池，铅酸电池达0.9552 元/kWh 次之，全钒液流电池0.8762元/kWh。百兆瓦锂离子电池全寿命周期度电成本最低，大约在0.6634元/kWh，距离规模化储能应用目标0.3～0.4元/kWh还有一定差距。目前储能中以抽水蓄能的经济性最优，度电成本约为0.21～0.25元/kWh[6]。

若按固定的充电电价计及充电成本，全寿命周期LCOE见表3。从表3中可以看出，各储能技术的度电成本均有0.3～0.4 元/kWh 的提升，充电电价对度电成本和储能的经济性影响很大。

表 3 优化全寿命周期LCOE测算结果Table 3 Optimized whole life cycle LCOE measurement results

储能全寿命周期LCOE受容量成本、电站年循环次数(年运行小时数)的影响较大。不同规模的储能电站全寿命周期LCOE如图2所示。图2中，相同功率的情况下，随着储能电站的容量不断增大，全寿命度电成本将逐渐降低，且下降规律类似，故规模化建设储能电站能有效降低储能的度电成本，规模化建设储能电站将是未来的大势所趋。

图2 不同规模储能全寿命周期LCOEFig. 2 Life-cycle LCOE for different sizes of energy storage

根据目前的研发速度，锂电池成本以每年约10%的速度下降，2025 年锂电池成本有望降低到0.5元/Wh。依据国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》，至2025年储能进入规模化发展阶段，电化学储能系统成本降低30%测算，锂离子储能技术的度电成本将达到0.42元/kWh，基本实现规模化储能应用的目标。当下多元的储能技术亟须探索、完善其商业运营模式，积极通过市场化的手段合理疏导储能成本。

3 多元电化学储能经济性分析

3.1 多元电化学储能技术对比

多元电化学储能中的储能介质从早期的铅酸电池发展到现在的铅碳电池、液流电池、钠硫电池、锂电池等不同类型，其性能特性和适用的场景各不相同[16]。不同电池技术也表现出不同的化学反应原理、能量特性、安全特性和寿命特性。表4列出了目前最新的多元电化学储能电池技术特性和性能指标。

表4 多元电化学储能技术特性Table 4 Multiple electrochemical energy storage technology features

图3 对比了多元电化学储能的技术特征。图3中，锂离子电池综合性能较好，能量、功率密度大、能量效率高，且度电成本较低，适合大规模应用在各种场景。随着锂离子电池制造技术的完善和成本的不断降低，锂离子电池储能具有良好的应用前景。目前标准要求新建的锂电池储能电站的交流侧效率不低于85%，放电深度不低于90%，电站利用率不低于90%，充放电次数不低于6000次。

图3 多元电化学储能技术对比Fig. 3 Comparison of multiple electrochemical energy storage technologies

铅酸电池成本低、产业制造成熟。但铅酸电池目前存在充电速度慢、能量密度较低、寿命短、回收困难等缺点。以上缺点使其不适用于新能源发电、大规模储能电站等领域。目前铅碳电池在用户侧具有较大优势，在储能应用上已初具经济性。铅碳电池的安全性高、价格较低、循环寿命达3500以上。相对于其他电化学储能技术，投资回收期较短，随着储能规模的进一步增加，铅碳电池的成本还会进一步降低。

钠硫电池储能能量密度、功率密度高，体积小、无自放电现象、充放电效率接近100%，环境适应性强。钠硫电池便于模块化制造、安装，建设周期短，可根据用途和建设规模分期安装，可作为极端环境下可靠、长时的储能系统电池，适用于6个小时以上的长时电化学储能[17]，但同时存在占地面积较大的问题。

全钒液流电池的产业化成熟，但其经济性受到电解液成本的影响很大，未来还需走开发新材料、降低电池成本的路线，发挥其大容量、长时的储能特性以及高安全性、长寿命、功率与容量独立等特点。

3.2 多元电化学储能成本对比

目前，单一储能技术难以满足新型电力系统对多时间尺度功率以及能量规模化的需求。随着电源结构的变化，新型电力系统面临着电力、电量或者功率、能量不平衡问题[18]。

多元电化学储能的功率成本、容量成本、运行维护成本对比如图4所示。图4中，钠硫电池与全钒液流电池的单位容量成本较高，铅酸电池的单位容量成本最低。成本对比中，单位容量成本的数值最大，影响储能总成本幅度最大。

图4 多元电化学储能成本对比Fig. 4 Cost comparison of multiple electrochemical energy storage

100 MW/200 MWh规模的多元电化学储能成本占比如图5所示，可以看出电站初始投资成本的比重最大，全钒液流电池的初始投资成本占比可达到70%，这说明降低储能电站的初始投资成本(功率成本、容量成本)，可有效降低储能电站的总成本，提高电化学储能电站的经济性。铅酸电池和钠硫电池与锂离子电池和全钒液流电池相比增加了换电成本，且度电成本也较高，表明电化学储能电站追求长寿命的储能电池，电池的寿命对储能电站的经济性有很大影响。

图5 多元电化学储能电站成本占比Fig. 5 Cost share of diversified electrochemical energy storage plants

综上，在现有技术和投资成本的情况下，以降低成本的方式提高多元电化学储能经济性的关键在于降低储能的初始投资成本和单位容量成本。随着储能电站的容量不断增大，全寿命周期度电成本将逐渐降低。在规模化储能建设的过程中尽可能提高寿命周期和效率，降低储能项目寿命周期内的成本。储能的大规模应用还需依靠储能技术的进步、经济性的提高和市场商业模式的完善。未来储能技术的发展趋势将朝向多元化、多种技术并行发展。储能应用将重视规模化、多元化的应用。储能技术、电池技术和配套设备将结合新型电力系统的多元需求、多元场景共同发展。

4 储能规模化经济发展建议

近年来大容量电化学储能技术得到了快速发展和应用。储能系统联合运行的经济性是新型电力系统可持续健康发展的重要基础[19-20]。未来锂离子电池的经济优势依旧，钠硫电池、液流电池随着技术发展也将崭露头角。到2025年，锂离子储能的度电成本有望下降到0.42元/kWh。本工作对规模化多元电化学储能的经济发展做出以下总结与建议。

（1）电化学储能技术性能不断提升、成本持续下降，其规模化应用已达到商业化运营的经济拐点。随着电化学储能电站的规模不断增加，未来电化学储能的度电成本有很大的下降空间，但距规模化应用0.3～0.4元/kWh仍有差距。

（2）通过对比分析，提升多元电化学储能经济性的关键在于提高电池的循环次数和降低储能的成本，其中最重要的是降低储能的初始投资成本和单位容量成本，初始投资成本占总成本的50%以上。

（3）积极开展储能经济性研究工作，通过多种方式降低储能投资成本，通过市场化的手段可以合理疏导储能投资成本，激发储能的发展动力。