受益于“十四五”儲能產業(yè)政策利好，以及新型儲能技術應用市場的快速發(fā)展，市場前景被上市公司及投資方長期看好，企業(yè)正加速多元布局。
在新型電力系統(tǒng)中，儲能將成為至關重要的一環(huán)，是新能源消納以及電網(wǎng)安全保障必要保障，在發(fā)電側、電網(wǎng)側、用電側都會得到廣泛的應用，需求空間廣闊。國內市場，風光強制配儲政策推動儲能需求指數(shù)增長。在市場需求爆發(fā)以及政策鼓勵的雙重推動下，成熟的抽水蓄能、鋰電儲能呈現(xiàn)爆發(fā)性增長，其他新型儲能技術也進入了發(fā)展快車道。
今天將帶大家了解各種儲能度電成本計算。
一、儲能度電成本的計算
1、 平準化度電成本的計算方法
平準化度電成本(Levelized Cost of Energy, LCOE)，是對項目生命周期內 的成本和發(fā)電量先進行平準化，再計算得到的發(fā)電成本，即生命周期內的成本現(xiàn)值 /生命周期內發(fā)電量現(xiàn)值。
相類似地，儲能的全生命周期成本即平準化儲能成本(Levelized Cost of Storage，LCOS)。LCOS 可以概括為一項儲能技術的全生命周期成本除以其累計傳輸?shù)碾娔芰炕螂姽β?，反映了凈現(xiàn)值為零時的內部平均電價，即該項投資的盈利點。平準化儲能成本(LCOS)量化了特定儲能技術和應用場景下單位放電量的折現(xiàn)成本，考慮了影響放電壽命成本的所有技術和經(jīng)濟參數(shù)，可以與平準化度電成本 (LCOE)類比，是進行儲能技術成本比較的合適工具。
具體而言，平準化儲能成本為投資成本、運營維護(O&M)、充電成本，三者 之和除以投資期間的總放電量，鑒于數(shù)據(jù)的可得性，暫不考慮放電深度和容量衰退、 回收成本。
具體計算公式以及涉及的指標如下：
1)投資成本
容量成本是指儲能系統(tǒng)中與儲能容量相關的設備和施工成本，如電池儲能中的電池、電池集裝箱等設備費用和施工費用，抽水蓄能電站中水庫的成本，壓縮空氣儲能中儲氣室和儲熱系統(tǒng)的成本等。
功率成本是指儲能系統(tǒng)中與功率相關的設備和施工成本，如電池儲能系統(tǒng)中的變流器、變壓器等設備，抽水蓄能電站中的水輪機，如電池儲能系統(tǒng)中的變流器、變壓器等設備，抽水蓄能電站中的水輪機，壓縮空氣儲能中的壓縮機和膨脹機等。
如公式中所示，CE 為隨容量變化的裝機成本，CP 為隨功率變化的裝機成本，功率成本+容量成本=單位功率成本*儲能功率+單位容量成本*儲能容量=單位功率成本*儲能容量/放電時長 +單位容量成本*儲能容量。
2)充電成本
充電成本是計算度電成本的重要要素，但由于充電成本需要考慮電價本身，各地區(qū)差異化較大，很難比較。另外，不同類型電力能源上網(wǎng)電價也不相同，風電、氣電、火電價格較貴，風光實現(xiàn)評價上網(wǎng)。因此，如果僅從比較各類儲能技術的度電成本角度出發(fā)，可以統(tǒng)一不考慮其充電成本 PC，只考慮其儲存和釋放過程的成本。
3)運維成本
儲能的運維成本主要包括這就人工、燃料動力、部件更換等。
4)累計輸送電量
要計算儲能的度電成本，就要儲能系統(tǒng)全生命周期可以釋放多少度電或循環(huán)的次數(shù)。這其中涉及到儲能系統(tǒng)的系統(tǒng)壽命 T(年為單位)、年循環(huán)次數(shù) n(t)、以及循環(huán)效率。
為了對比各類儲能技術度電成本的變化趨勢，首先對各類技術到 2030 年的儲 能容量、能量單元成本、使用壽命、充放電效率等進行假設：
A、容量成本方面
假設 2030 年前儲能技術發(fā)展速度較快，后期隨著技術、設備成熟度提高，降本速度逐漸放緩，即假設 2020-2030 年期間以上幾種儲能方式容量成本下降 20%。
鉛炭電池，由于材料成本(鉛)占比較大，因此其容量成本下降空間較為有限，假設 2020-2030 年容量成本不變。
抽水蓄能方面，假設 2020-2030 年抽水蓄能容量成本上升 10%。
壓縮空氣儲能方面，考慮到壓縮空氣儲能所用設備均已高度成熟化，因此其成本下降幅度有限，假設到 2030 年成本下降 10%。
氫儲能方面，假設 2020-2030 年容量成本也保持不變。
B、功率成本方面
鉛炭電池材料成本占比較高，成本下降空間有限，假設 2020-2030 年，鉛炭電池功率成本下降 10%，其余電化學儲能功率成本下降 20%。
機械儲能方面，考慮到壓縮空氣儲能所用壓縮機、膨脹機、儲氣、熱交換等設備均已高度成熟化，因此其功率成本下降幅度也有限，假設到 2030 年下降至 7500 元/kW。
氫儲能方面，假設 2020-2030 年氫儲能功率成本下降 10%。
C、充放電效率方面
假設短期內到 2030 年鋰離子、鈉離子電池充放電效率達到 90%，液流電池、鉛炭電池充放電效率達到 85%。抽水蓄能、壓縮空氣儲能充放電效率也有小幅提升，但相對其他技術充放電效率較低。
折現(xiàn)率是指將未來有限期預期收益折算成現(xiàn)值的比率。折現(xiàn)率越高，就意味著 對于當下的偏好越高。這一概念也可以用于儲能的成本計算。假設儲能成本的折現(xiàn)率為 7%， 每年的運維費用一般為初始投資成本的 3%左右。
我們可以大致測算出各類儲能技術的度電成本：
1、從2020 年來看，各類儲能技術度電成本的排序從低到高分別是：抽水蓄能<鋰離子電池<全釩液流電池<鉛炭電池<壓縮空氣<鈉離子電池<鈉硫電池<氫儲能。
抽水蓄能仍然是當前度電成本最低的方案，顯著低于其他儲能技術，鋰離子、全釩液流電池儲能成本相當，是僅次于抽水蓄能的度電成本較低的技術。
壓縮空氣儲能、鈉離子電池儲能度電成本也處于1 元/kWh 之下，鈉硫電池、氫儲能尚不具備成本優(yōu)勢。
2、到 2030 年，各類儲能技術的度電成本從低到高排序或依次為：鋰離子電池<抽水蓄能<全釩液流電池<鉛炭電池< 鈉離子電池<壓縮空氣<鈉硫電池<氫儲能。
也就是說，若鋰離子電池容量成本、功率成本在 2020-2030 年能實現(xiàn) 20% 的下降，則到 2030 年其平準化儲能度電成本將有望低于現(xiàn)階段最經(jīng)濟的抽水蓄能。
總體上看，全釩液流電池、鋰離子電池均有望實現(xiàn)較大幅度降本，到 2030 年仍是電化學儲能中度電成本最低的兩種技術;鉛炭電池、鈉離子電池、壓縮空氣儲能度電成本其次，氫儲能度電成本仍然處于較高水平。
二、關于各類儲能經(jīng)濟性對比中需要注意的幾點問題
1 、關于各類儲能技術度電成本的可比性
由于抽水蓄能、壓縮空氣儲能、重力儲能等機械儲能物理儲能壽命更長，均在 30年左右，因此從現(xiàn)階段看，其度電成本自然會更低，相比之下，電化學儲能的系統(tǒng)壽命較短，在度電成本上較機械儲能沒有明顯優(yōu)勢。因此，平準化儲能度電成本更適合將各類電化學儲能、各類機械儲能分別進行對比。
2、為什么將初始投資成本分為容量成本、功率成本?
以大型鋰離子電池儲能電站為例，100MW/200MWh 是比較常見的配置，其 中 100MW 是指對外充放電的功率，200MWh 是指容量。一般可以理解為與直流側相關的部件與時長、容量相關，而交流，即逆變器之后的環(huán)節(jié)與功率相關，與時長無關。所以，可以將儲能系統(tǒng)各部件的成本大致分為與容量相關、與功率相關兩部分，即容量成本、功率成本。也有部分與容量、功率都無關的成本，比如電池管理系統(tǒng)(EMS)，但由于占比較小，在我們的測算過程中暫不考慮。
3、儲能度電成本要降低到多少才有意義?
儲能，即能量的存儲，指在能量富余時利用裝置或介質將能量存儲起來，并在 需要時再釋放的過程，其本質是調節(jié)能量供求在時間和強度上的不匹配問題。
對于風電、光伏等間歇式能源而言，當期發(fā)電成本、儲能度電成本之和低于火電時，其相比火電則更有優(yōu)勢。例如，在一些資源較好的的地區(qū)光伏發(fā)電成本在 0.1-0.15 元/kwh，那么只要上網(wǎng)電價高于這一價格就可以實現(xiàn)盈利。而如果配套一個儲能系統(tǒng)，隨著其循環(huán)次數(shù)快速提升，假設儲能系統(tǒng)本身的度電成本可以降低至 0.2 元，則通過儲能系統(tǒng)輸送電成本則為 0.3-0.35 元/kwh。以國電電力為例，2022 年 1-6 月平均上網(wǎng)電價 為 0.35 元/kwh。
因此，若當前儲能度電成本可以降低至 0.2 元/kwh 及以下，則光儲結合相比火電或具備經(jīng)濟性，而其二者結合提供的電也更加穩(wěn)定可控。但各地區(qū)發(fā)電成本、上網(wǎng)電價不同，或存在一定差異性。
4、鋰離子電池放電時長假設為 4 小時，還有提升空間嗎?
對于鋰電池儲能系統(tǒng)而言，充放電時常常與功率、容量相關。以目前的 200MWh 系統(tǒng)為例，若以 100MW 功率放電，可以釋放 2 小時，如果以 50MW 功率放電，放電時長可以達到 4 小時。如果配置 800MWh 大容量的電芯也并非不可以，但由于電芯價格較貴，在鋰電池儲能 EPC 度電成本占比中近一半，因此，增加電池容量必然會導致成本大幅提升，在當前儲能收益較小的階段，做更大容量電芯并不劃算。
來源：舍得低碳頻道(知乎)
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