储能的度电成本和里程成本分析

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。本文针对典型的容量型和功率型储能应用场景，结合产业调研数据和储能全生命周期技术分析，对储能度电成本和里程成本进行测算。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)还有相当的差距。因此，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。本文工作对于构建市场导向的绿色储能技术创新体系具有重要参考意义。关键词：容量型储能；功率型储能；度电成本；里程成本1引言储能是能源电力系统实现能量转换、存储和利用的有效途径，储能技术的应用对于提高电力系统灵活性和促进可再生能源消纳具有重要意义。[1-3]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(24h)、能量型(约1~2h)、功率型(<30min)和备用型(215min)四类：①容量型储能场景：该场景一般要求连续储能时长不低于4h，例如削峰填谷或离网储能。利用长时储能技术可以减小峰谷差，提升电力系统效率和设备利用率，降低新发电机组和输电线路的建设需求。容量型长时储能技术种类较多，包括抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢储碳以及各类容量型储能电池(例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池款]。②功率型储能场景：该场景下储能系统的连续储能时长一般在15~30min，例如调频储能场景或平滑间歇性电源功率波动场景。在此场景下，要求储能系统可以瞬时吸收或释放能量，提供快速的功率支撑。功率型短时储能技术包括超导储能、飞轮储能、超级电容器和各类功率型电池（例如钛酸锂电池、高电压电池、倍率＞2C型磷酸铁锂电池和三元锂电池）。③能量型储能场景：该场景介于容量型和功率型之间，一般为复合储能场景，要求储能系统能够提供调峰调频和紧急备用等多重功能，连续储能时长在1~2h之间，例如独立储能电站或电网侧储能，0.5C或1C型磷酸铁锂电池就属于典型的能量型储能电池。④备用型储能场景：在电网突然断电或电压跌落时，储能系统作为不间断电源提供紧急电力，持续时间一般不低于15min，例如数据中心和通讯基站备用电源等。铅酸电池、梯级利用电池、飞轮储能等都可以为该场景提供备用服务。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。储能技术成本的下降将促进储能资本投[5,6]资回收期不断缩短并逐步靠近赢利点，提高市场积极性。近十年来，受益于新能源汽车产业的发展，锂离子电池成本下降迅速，电化学储能的商业化应用机遇开始显现。在储能产业的市场培育阶段，储能成本分析对于技术发展和产业规划至关重要。目前，业界已有研究关注储能经济性评估和储能成本分析，其中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皿。例如，WardT.Jewell等町以度电成本作为评价指标，建立成本评价模型，并以抽水蓄能为参比，以年运行比例、充放电时间等作为输入参数，对参与并网运行的储能技术进行了比较，分析了影响储能技术度电成本的敏感性因素；刘坚等评价了锂离子电池储能技术在峰谷套利和电网调频应用场景下的经济[12]性；潘福荣等建立了储能的全生命周期成本模型，用以评估储能在用户侧的收[13]益和投资风险。国际可再生能源组织（InternationalRenewableENergyAgency,IRENA）于2017年发布了储能成本测算工具Cost-of-servicetoolversion1.0，对在不同应用场景下的储能全生命周期系统成本和度电成本进行了详细建模和测算。美国LAZARD公司于2018年11月发布了Lazard’s[14]levelizedcostofstorageanalysisversion4.0，对典型储能技术在不同应用场景下的度电成本做了基本分析。[15]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。然而由于缺乏储能系统的可靠运行数据，目前多数电化学储能的度电成本是依据电池单体循环寿命或储能系统服役年限要求（如20年）来分析测算。由于电池受一致性、系统集成技术和实际工况等影响，实际的储能系统寿命与实验室电池单体测试数据差别巨大，因此需要结合大量调研数据重新计算储能度电成本，真实反映目前各类容量型储能技术的经济性。对于功率型储能场景（如辅助电力调频），度电成本则不适合作为直接评价参数来评估该场景的储能经济效益。以美国电力市场为例，储能辅助调频的快速响应电源与常规调频电源相比，在实际运行中完成调频任务的数量、质量以及对电网运行控制的贡献率方面具有显著优势。调频市场仅对机组提供容量补偿是不合理的因此美国各区域电力市场按照联邦能源管理委员会颁布的755号法案（《批发电力市场的调频服务补偿》）要求将调频市场拆分为容量市场和里程市场两部分，同时制定量化评价方法对机组的调频效果进行评定。目前，中国各区域的发电厂辅助服务管理实施细则也在一定程度上借鉴了美国PJM（Pennsylvania-newJersy-Maryland）调频市场的效果评价方法，以实际调频里程为结算单位。因此，在调频场景下，采用里程成本作为功率型储能经济性的评判标准更为18]合理。已有研究提出了兼顾调频容量和里程的自动发电控制 (Automatic[19]GenerationControl,AGC)调频辅助服务成本核算方式，但是其成本是针对整个调频机组建模，并未单独对参与调频机组服务的储能电站做里程成本建模和分析，因此不能有效评估调频用功率型储能技术的经济性。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6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他资料数据，从能量成本及功率成本的角度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，为不同应用场景(特别是功率型储能场景)储能技术的经济性分析和比较提供量化评价依据。具体数据来源如表1所示。表1参考数据来源Tab.1Referencedatasources来源具体信息《2()18储能产业应用研究报告》储能产业应用研究报告》《2018Lazard*sIcvclizedcostof行Ik报告和参考著作storagemulysisv4》^2017_IRENA_clec：trit：iiy jnrlnMirwables: 占mdmaikelsto2030一Ij-servicetoolVersion1.0^《电池储能系统调频技术》中国国际储能大会会议信息 储能电池技术发展方向研讨会全国储能技术与综合能源服务高层研I■寸会周研项目2017-2019年全国储能产业巡回调研

《储能关匿技术及应用发展趋势研究》调研周研项目其他来源专家咨询，新闻报道，期刊文献资料检索其他来源专家咨询，新闻报道，期刊文献资料检索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。储能本体系统功率转换设备软件、辅助设施等鬻建设设计改造施工等 7折旧人工、燃料动力、部件更换等'除去电站回收成本的剩余价值 彳利息、入网检测、顼目管理等，，图1储能电站全生命周期成本构成Fig.1Maincomponentsoflifecyclecostofenergystoragestations2.1储能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C(万元sys-e/(MW-h))和储能系统功率成本C(万元/MW)来评价同一储能技术分别应用在sys-p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/(MW-h),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㈤塑。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启前系统功率成本为200~300万元/MW,未来还有进一步下降空间。图2给出了2019年几类典型储能技术的系统能量成本和系统功率成本。需要说明的是，本文中各类容量型储能技术储能时长大致在4~8h范围，飞轮和超级电容储能的功率成本是按照提供至少15min的储能时长进行核算。

■系统能量成本 系统功率成本6000C：10ISDO(K)■ 80000_!0。颇■<30ini3i10图2几类典型储能技术的系统能量成本和系统功率成本■系统能量成本 系统功率成本6000C：10ISDO(K)■ 80000_!0。颇■<30ini3i10图2几类典型储能技术的系统能量成本和系统功率成本Fig.2Energycostandpowercostofdifferenttypicalenergystoragetechnologysystems2.2功率转换成本电化学储能电站功率转换器(含软件)的成本目前为50~80万元/MW。储能系统额定功率与额定容量的比值(P/E)决定了不同类型储能技术配置的功率转换器比例。C=入Cpcs-e P/Epcs-p(1)式中，C(万元/(MW-h))和C(万元/MW)分别为储能技术容量型和功率pcs-e pcs-p型储能场景下的功率转换成本；入为储能系统额定功率与额定容量的比值。P/E2.3±建成本储能电站的土建成本包括储能电站的设计、施工和改建成本，其金额与储能系统成本比值约为3%~10%（抽水蓄能比较特殊，其土建成本包含在系统成本中）。电化学储能技术中，液流电池的土建成本要高一些，其他电化学储能电站的土建成本比较接近。(2)(3)式中，£（万元/（MW-h））和£（万元/MW）分别为容量型和功率型储能场景下储能技术的土建成本；入为土建成本与系统成本的比值。bop2.4运维成本储能电站的运维成本主要包括:保障储能电站在服役期间正常运行需要投入的燃料动力费、维护保养费、零部件更换费、折旧费、人工费以及部分储能器件的重置费用。调研中了解到，相比于其他储能技术，抽水蓄能涉及不同级别的维修保养，运维成本较高，平均每年运维费用为7000~8000万元/GW。容量型和能量型电池储能电站普遍采用远程监控与定期巡检结合的方式，而功率型调频储能电站因为工况复杂，且与火电厂配套使用，因此安全维护任务重，一般会安排人员24h值守，运维费中人员工资占比较大。全钒液流电池反应器更换周期大约为5~6年，液泵3~4年，其他电化学储能电站平均每年也有少量电池需要更换。另外，由于电化学储能的环境维护系统一直需要运行，因此每隔3年左右会有空调、净化、恒温系统的检修和零部件更换，如风扇叶片和滤网的更换。

综合起来，运维成本与储能系统成本的比值范围为1%~10%，具体与电池类型有关。C=入Com-eomsys-e⑷C=入Com-pomsys-p⑸式中，C(万元/(MW-h))和C(万元/MW)分别为容量型和功率型储能场om-e om-p景下储能技术的运维成本；入为运维成本与系统成本的比值系数。om2.5电站残电站残值是储能电站服役结束后除去处置成本的剩余价值。储能电站的处置成本包括资产评估费、资产清理费、拆解运输费以及回收再生处理费用等，而储能电站中的金属材料和部分器件等具有回收再利用价值。目前看来，铅蓄电池和全钒液流电池的回收价值较高，约20%~40%。三元锂电池由于电极材料含有钻、镍等贵金属元素，回收价值约10%-18%，而磷酸铁锂电池的回收价值较低。此外，电化学储能电站寿命终止时其功率转换部件等仍具有使用价值。因[23]此，储能电站残值在3%~40%之间，具体值与技术类型有关。C=入Crec-erecsys-e(6)C=入Crec-precsys-prec-precsys-p式中，C（万元/（MW-h））和C（万元/MW）分别为容量型和功率型场景下rec-e rec-p储能技术的系统残值；入为储能电站残值与储能系统成本的比值。rec目前大部分储能技术在从示范向规模化应用的过程中忽略了回收技术和回收成本问题，存在一定的环境负荷风险。未来随着储能产业的规模发展，回收再利用将成为储能产业资源可持续发展的关键环节。2.6其他成本储能电站其他成本主要包括银行贷款利息、入网检测费、项目管理费等附加费用。调研发现，由于缺乏相关并网接入、调度运行、安全保障和回收处置标准，目前储能项目的其他成本核算缺乏规范性，与储能系统成本的比值达到10%~20%。未来随着储能项目实施标准的规范化，这部分成本将显著降低。C=入Coth-eothsys-e（8）C=入Coth-pothsys-p⑼式中，C（万元/（MW-h））和C（万元/MW）分别为容量型和功率型场景下oth-e oth-p储能技术的其他成本；入为其他成本与系统成本的比值。oth综合文献数据和实地调研信息，图3和图4标注给出了几类典型储能技术在容量型和功率型场景下的全生命周期成本及范围。

铅蓄电池抽水蓄能三元锂电池铅蓄电池抽水蓄能三元锂电池磷酸铁锂电池钠硫电池全机被流电池能.鼠成本，(万元/(MW-h))*系统■功率转换土建、运维其他，电站残值□电站全生命周期能量成本■一电站全生命周期能量成本范围图3储能电站全生命周期能量成本系统■功率转换 土建△运辩其他，电站残值口全生命周期系统功率成本-~~■电站全生命周期功率成本范围图4储能电站全生命周期功率成本Fig.4Powercostofdifferentenergystoragestationsinlifecycle3储能的度电成本和里程成本3.1度电成本度电成本，也称平准化成本(LevelizedCostOfElectricity，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。=总投资C度电成本"V•厂(:+c+g+c-cVunp-r<iEiii-riiltnfnDOLhg(10)式中，C为储能电站全生命周期的总成本；E为储能电站全生命周期总处sum sum理电量；DOD(DepthOfDischarge)为放电深度(%)，对于物理储能，DOD设为100%；n为储能系统在设计DOD下的循环寿命(次)，对于物理储能，门=使用寿命(年)x365x每天运行次数(次)x年运行比例(%);n为系统能量效率(%)；Z为储能系统每次循环的等效容量保持率(%)。物理储能系统随时间的容量损耗非常小，Z设为1,对于电化学储能，则有：n(11)式中，£为系统寿命终止时的容量保持率，对于容量型储能场景的电化学储能系统，目前并没有统一的终止标准。经调研研究，并综合考虑系统安全性(尤其是内部短路风险)以及电池容量衰减特性(跳水式衰减拐点)，本文选70%为系统终止报废标准。

根据调研及文献数据，表2和图5给出了不同储能技术度电成本计算的典型参数和度电成本范围。表2储能技术度电成本计算用典型系统参数Tab.2Typicalsystemparametersforcalculationofenergystoragestations7perkilowatt-

hourcost参数D()D(%)可(%)£(%)财次抽水蓄能10()761销蓄电池70&Q702500*3500全机液流电池9072706000^soon钠硫电池100S3703800-5000嶙酸铁锂电池90S8703500-5000三兀锂电池9090703000em】图5几类典型储能技术的度电成本图5几类典型储能技术的度电成本Fig.5Costperkilowatt-hourofdifferenttypicalenergystoragetechnologies2金电K夹喘珊塑以抽水蓄能为例，使用寿命约50年，每天抽放一次，系统能量成本在120~170万元/(MW-h)，电站运维成本大约120万元/(MW-h)，其他成本20万元/(MW-h)，系统能量效率76%，年运行比例约90%，测算获得抽水蓄能的度电成本为0.21-0.25元/(kW-h)o对于容量型磷酸铁锂电池储能电站，目前系统能量成本150~230万元/(MW-h),储能系统额定功率与额定容量的比值为1/3~1/6，功率转换成本约10万元/(MW-h),土建成本5万元/(MW-h)，电池平均年更换1%，系统寿命7年，电站总运维成本15万元/(MW-h)，其他成本约15万元/(MW-h)，电站残值取2%。系统寿命终止时，电站土建和功率转换等残值按50%计算，电站总残值约12万元/(MW-h)o90%dod下，储能系统的循环寿命按照3500~5000次计算，系统效率88%，系统容量保持率降至70%时认为寿命终止，估算所得容量型磷酸铁锂储能电站的度电成本为0.62~0.82元/(kW-h)o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，最终降低整个储能电站的度电成本。以锂离子电池(磷酸铁锂)储能电站为例，分别分析系统能量成本、循环寿命和电站残值对储能度电成本的影响(电芯、电池管理系统及模组的制造成本，约占系统能量成本40%)，结果如图6所示。若能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；设计方便拆解回收的电极及壳体结构，增加电站残值至20%；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。

57循环寿命/次(b)循环寿命影响0.750.5500.700,650.604 8 57循环寿命/次(b)循环寿命影响0.750.5500.700,650.604 8 12 16 20电站残值］%)(c)电站残值影响图6磷酸铁锂电池储能电站度电成本的影响因素分析Fig.6Analysisofcostperkilowatt-hourofLiFePO^storagestation3.2里程成本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[24]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『°调频里程是指一段时间内调频指令变化的绝对值之和，体现机组完成调频任务量的多少:F-1(12)式中，k为运行时刻；T为统计总时长；S丽为调频里程；代为k时刻的调频输出功率。储能电站的出力值近似等于机组的调频里程。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。下面以AGC辅助调频应用场景示例说明调频里程的计算方法：=总投资/,顿里程成本"同玲.史词C吁欧F+1,FK-M-]P+ClHJ|l-r+CHxn-P+6用*P一CE”.N伽a(13)式中，s为储能电站全生命周期总调频里程；n为系统能量效率(%)；a为储sum能电站的有效AGC调频响应系数，悠1,以与实际储能电站参与的调频类型以及电站参与调度的比例有关，应根据储能电站的实际运行统计数据取值，理想情况下以应趋近于1；P为调频出力系数，是储能电站参加有效AGC调频响应时，实际响应的调频功率与电站的额定功率之比：(14)其中P为k时刻储能电站参加有效AGC调频时实际响应的调频功率(MW)；kP为电站的额定功率(MW)。本文计算中6取0.8，但6应该根据储能调频电站的0实际运行统计数据取值，对于储能调频系统而言，6越趋近于1其系统利用率越高。N为电站全生命周期内的有效调频响应次数(次):c、_24.6Q・$.365.yC +知(15)其中，中为电站年运行比例(％)；t为储能电站有效调频响应的持续时间，teff eff值与应用场景有关，AGC辅助调频一般在0.5~3min，此处取1.8min;t为储int能有效调频响应的间隔时间，一般在几十秒到几分钟之间，此处取平均参考值2min;Y为系统寿命(年)，Y与储能调频系统运行时的放电深度(DOD)以及储能系统有效调频响应的持续时间t有关。储能系统参与调频属于短时高频低深度eff充放电，系统循环次数寿命要远远高于满充满放次数寿命。由于目前调频储能刚刚兴起，绝大部分储能电站都处于初期运行或早期示范阶段，还没有统一的终止标准。结合应用场景要求和实地调研情况，本文认为调频储能系统的寿命终止应当考虑系统安全性和系统功率的衰减特性，因此当调频储能系统提供额定功率的时间低于15min时，应当认为寿命终止。

图7为某储能电站辅助AGC调频时的实际出力图，储能电站额定功率为10MW。时刻时刻图7储能辅助AGC调频时的出力图Fig.7Outputofenergystoragesystemappliedtofrequencyregulation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8所示。图8几类典型储能技术的里程