劉 堅

（國家發(fā)展和改革委員會能源研究所，國家可再生能源中心，北京 100038）

1 研究背景

我國承諾到2030 年非化石能源占一次能源消費占比將達到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12 億千瓦以上[1]。實現(xiàn)2060 年碳中和目標，全國可再生能源發(fā)電需突破50 億千瓦，發(fā)電量占比需達到80%以上[2]。隨著風(fēng)光發(fā)電逐步演變成為主力電源，提升電力系統(tǒng)靈活性、消納可再生能源的需求日益迫切。2020 年全國棄風(fēng)電量達到166.1 億千瓦時，棄光電量達到52.6 億千瓦時，新疆、青海、西藏、甘肅等西部地區(qū)棄電率甚至超過10%[3]。近年來，配置儲能成為減少可再生能源棄電的有效手段，各地新能源配置儲能的熱情日益高漲[4-8]。青海等地也陸續(xù)開始探索新能源發(fā)電匯集站配置儲能的共享儲能建設(shè)運營模式，儲能運營模式也日益多樣化[9]。但目前學(xué)術(shù)界對新能源配置儲能的經(jīng)濟性研究仍有欠缺。

盡管以往經(jīng)濟性研究對各類儲能技術(shù)成本已有較為深入的分析，但以往文獻一般基于儲能產(chǎn)品技術(shù)參數(shù)評估其平準化儲能成本(LCOS)，缺少結(jié)合具體應(yīng)用工況的對比分析。例如可再生能源消納場景下儲能充放電頻次與電網(wǎng)調(diào)峰可能存在較大差異。此外，未來儲能成本及運行工況都可能出現(xiàn)較大變化，現(xiàn)有研究對未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)下儲能的成本變化缺少深入研究。因此，本文嘗試以國內(nèi)西部地區(qū)新能源配置儲能為案例，以LCOS為主線分析各類儲能技術(shù)在消納新能源應(yīng)用場景下的成本變化趨勢，為相關(guān)技術(shù)路線圖設(shè)計和政策制定提供決策參考。

2 研究方法及數(shù)據(jù)

2.1 儲能平準化成本

分析固定儲能成本一般可從投資成本和全生命周期成本兩種角度出發(fā)。投資成本由功率轉(zhuǎn)換單元(PCS)、儲能單元及周邊系統(tǒng)(BOP)組成，其中PCS 成本一般以功率衡量(CNY/kW)，儲能單元成本一般以能量衡量[CNY/(kW·h)]，BOP成本可由功率、能量或根據(jù)不同技術(shù)以固定成本衡量。

學(xué)習(xí)曲線是預(yù)測儲能投資成本變化趨勢的主流研究方法。Schmidt 等[10]通過收集整理全球歷年各類儲能技術(shù)成本及累計產(chǎn)量，得到不同應(yīng)用場景下各類儲能技術(shù)投資成本下降學(xué)習(xí)曲線，研究發(fā)現(xiàn)鋰離子電池學(xué)習(xí)率在12%～30%之間，是成本下降最快的儲能技術(shù)，結(jié)合未來電池產(chǎn)量預(yù)測，到2050年鋰離子電池成本將低至39 USD/(kW·h)。相反，抽水蓄能學(xué)習(xí)率為-1%，說明其成本還有上升趨勢。相比投資成本，平準化儲能成本(LCOS)可更直觀對比各類儲能技術(shù)的全生命周期成本差異。近年來Lazard 連續(xù)發(fā)布儲能平準化成本分析報告(levelized cost of storage analysis)，在2020年發(fā)布的LCOS 6.0[11]中，光伏配置儲能(50 MW/4 h)的LCOS為81～140 USD/(MW·h)。對于實際的儲能項目投資，全生命周期成本更具現(xiàn)實意義。全生命周期包含所有固定及可變運維、退役部件更換、拆除回收及初始投資成本(Ccap)。全生命周期成本可通過平準化方式表示，如CNY/a 或CNY/(kW·h)等，其中能量成本是否計入在內(nèi)在不同研究中有所差異。平準化儲能成本(LCOS)可更直觀對比各類儲能技術(shù)的全生命周期成本差異[式(1)～(4)]。在一些研究中將放電深度、充放電倍率等指標也納入LCOS分析，但由于缺乏各類儲能技術(shù)的完整數(shù)據(jù)，本文中不考慮上述因素。

式中，Captali為第i年儲能投資成本，元；CRF為資本回收因子；a為年度運營成本系數(shù)，%；Pchar為充電價格，CNY/(kW·h)；Capstorage為儲能容量，kW·h；Cyc 為儲能年度循環(huán)頻次，次/年；Ei為第i年儲能充放電轉(zhuǎn)換效率，%；Degi為第i年儲能年度容量衰減率，%。

Capitali=Capcity×Ccap，i+Capacityi×Dhour×Cenergy，i(2)

其中，Capacity 為儲能功率容量，kW；Ccap,i為第i年儲能功率容量成本，CNY/kW；Dhour為儲能連續(xù)放電時間，h；Cenergy,i為第i年儲能能量容量成本，CNY/(kW·h)。

其中，D為折現(xiàn)率，%；n為儲能項目實際運行壽命，年。

其中，Lcycle,i為第i年儲能循環(huán)壽命，次；Cyc為儲能年度循環(huán)次數(shù)，次；Lcalendar,i為第i年儲能日歷壽命，年。

投資成本、使用壽命、轉(zhuǎn)換效率、運維費用等是衡量各類儲能技術(shù)經(jīng)濟性的重要指標。到2020年底，鉛炭電池成本約500 CNY/(kW·h)，儲能系統(tǒng)成本約1000 CNY/(kW·h)，仍是投資成本最低的電化學(xué)儲能技術(shù)；磷酸鐵鋰電芯成本已降至600 CNY/(kW·h)，對應(yīng)儲能電站成本約1500 CNY/(kW·h)；全釩液流電池系統(tǒng)成本約3500 CNY/(kW·h)，且釩電解液具有可循環(huán)利用的優(yōu)勢；壓縮空氣及儲氫系統(tǒng)功率轉(zhuǎn)換單元成本接近甚至高于10000 CNY/kW，但其能量存儲單元成本較低，尤其在長時間充放電應(yīng)用場景下具有較高經(jīng)濟競爭力。使用壽命方面，全釩液流儲能系統(tǒng)充放電循環(huán)壽命可達到1萬次以上，磷酸鐵鋰電池儲能也可達到6000 次，鉛炭電池循環(huán)壽命較低，一般在2000 次左右。能量轉(zhuǎn)換效率方面，電化學(xué)儲能相對較高，其中鋰離子電池儲能系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率達到88%，鉛炭電池及鈉硫電池約85%，全釩液流電池為82%。壓縮空氣及儲氫(電-氫-電)能量轉(zhuǎn)換效率偏低，本研究分別設(shè)定為55%和40%。

各類新型儲能技術(shù)仍有較大成本下降空間。為對比各類儲能技術(shù)成本變化趨勢，本文結(jié)合市場調(diào)研和文獻綜述[12-16]，對各類儲能技術(shù)到2060年的儲能容量、能量單元成本、使用壽命、充放電效率進行了假設(shè)。其中，鈉離子電池能量單元成本降速較快，降幅達到87%，其他各類電化學(xué)儲能功率單元成本降速相近，降幅約55%。使用壽命方面，鋰離子電池、鈉離子電池、鉛炭電池增速明顯，其中循環(huán)壽命、日歷壽命增幅分別達到200%和100%。鋰離子、鈉離子電池將保持較高充放電效率，最高可達95%；液流電池、鉛炭電池達到90%。物理儲能方面，現(xiàn)有抽水蓄能、壓縮空氣儲能技術(shù)能量單元成本已較低，未來成本下降空間有限，其中抽水蓄能由于適宜開發(fā)的優(yōu)質(zhì)資源逐漸減少，未來成本還有上升趨勢。氫儲能容量單元成本降幅超過50%，且通過采用可逆固態(tài)氧化物燃料電池技術(shù)，其系統(tǒng)綜合能量轉(zhuǎn)換效率達到80%以上。關(guān)鍵參數(shù)設(shè)定見表1。

表1 2020年、2060年儲能技術(shù)經(jīng)濟性參數(shù)假設(shè)Table 1 Assumptions for economic parameters of energy storage technology for 2020 and 2060

2.2 新能源配置儲能經(jīng)濟性

新能源發(fā)電側(cè)配置儲能是目前最典型的儲能應(yīng)用場景之一。由于針對新能源消納的儲能經(jīng)濟性分析直接受該場景下儲能運行工況的影響，項目整體的經(jīng)濟性水平受儲能成本、新能源發(fā)電特性與上網(wǎng)電價等多因素影響，其分析結(jié)果與基于儲能自身技術(shù)特性的LCOS分析結(jié)果或有較大不同。

考慮到目前國內(nèi)西部地區(qū)新能源資源豐富，發(fā)電裝機增速較快，本文選取青海、新疆、甘肅三省為例評估新能源發(fā)電配置儲能的經(jīng)濟性水平。研究基于目前三省各自風(fēng)電、光伏全年8760 h 典型出力曲線，結(jié)合當前各省棄風(fēng)、棄光率，分析儲能的調(diào)用頻次、累計充放電量及配置儲能后新能源棄電率下降情況。最后根據(jù)各省目前新能源上網(wǎng)電價計算得到可接受的儲能投資成本，測算過程見式(5)～(7)

其中，AE 為年度充電量，kW·h；E為充放電效率，%；ADeg為儲能年度容量衰減，%；PRE為本地可再生能源上網(wǎng)電價，CNY/(kW·h)；AC為年度儲能充放電循環(huán)次數(shù)，次。

其中，SOCi為第i小時儲能荷電容量，kW·h。

其中，PVRE,i為第i小時可再生能源發(fā)電功率，kW；Pbm為可再生能源棄電基準線，kW。

為便于橫向?qū)Ρ龋狙芯繉δ芘c新能源發(fā)電功率配比統(tǒng)一設(shè)定為20%，儲能滿功率放電時長為2 h。2020年青海、新疆、甘肅棄風(fēng)率分別為4.7%、10.3%、6.4%，棄光率分別為8%、4.6%和2.2%，本研究以此作為基線測算新能源配置儲能新增消納量。自2021 年起，各省新建新能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價按照本地煤電基準價執(zhí)行[17]，因此本研究將青海、新疆、甘肅三省光伏、風(fēng)電上網(wǎng)電價設(shè)定為煤電基準價?？紤]到鋰離子電池是當前最主要的新型儲能技術(shù)，本文的經(jīng)濟性分析以鋰離子電池儲能為例。

3 研究結(jié)果分析

3.1 儲能平準化成本

基于2.1 節(jié)成本測算方法及參數(shù)假設(shè)，測算得到各類儲能技術(shù)充放電平準化成本預(yù)測結(jié)果(圖1)。抽水蓄能仍然是目前充放電平準化成本(LCOS)最低的儲能技術(shù)，鋰離子LCOS 為0.54 CNY/(kW·h)，與壓縮空氣相當，是抽水蓄能的2倍以上。全釩液流電池、鉛炭電池、鈉硫電池LCOS 在0.7～1 CNY/(kW·h)之間，成本偏高。圖3對未來各類新型儲能LCOS作了展望，其中鋰離子電池在未來十年有望一直保持綜合成本最低的電化學(xué)儲能技術(shù)，而長期來看鈉離子電池憑借豐富的資源和材料成本優(yōu)勢具有更大的成本下降空間，并有望在2035 年后成為成本最低的短周期儲能技術(shù)。到2060 年，抽水蓄能LCOS 將提升至0.36 CNY/(kW·h)，而鋰離子電池、鈉離子電池及壓縮空氣儲能LCOS都將低于抽水蓄能。

圖1 各類儲能LCOS預(yù)測Fig.1 Various energy storage LCOS forecasts

3.2 新能源配置儲能經(jīng)濟性

3.2.1 短周期儲能

圖2為青海、新疆、甘肅三省新能源發(fā)電配置儲能項目的全年連續(xù)每小時運行情況，其中藍色曲線代表風(fēng)電、光伏出力情況，紅色曲線代表儲能容量SOC 變化情況。不難發(fā)現(xiàn)青海光伏項目配置儲能運行強度較高，全年各季節(jié)都有較高的充放電頻率，而甘肅光伏配置儲能項目運行的季節(jié)性差異明顯，儲能僅在冬、春兩季充放電頻次較高，夏季利用率較低。風(fēng)電配置儲能項目的利用率整體偏低，其中新疆、甘肅全年利用率較為平均，而青海風(fēng)電配置儲能項目夏、秋季利用率偏低。

圖2 青海、新疆、甘肅風(fēng)光發(fā)電配置儲能全年運行情況Fig.2 The annual operation of power storage in Qinghai,Xinjiang and Gansu

表2對比了在當前棄電率水平下，青海、新疆、甘肅三省風(fēng)光配置儲能對消納能力提升的作用，以及在現(xiàn)有新能源上網(wǎng)電價水平下對儲能成本的最高接受度?？梢钥闯雠渲脙δ軐μ嵘夥{水平效果顯著，配置儲能后三省的光伏棄電率都有接近甚至超過50%的降幅。相比而言，配置儲能對減少棄風(fēng)的效果相對有限，在更多情況下，儲能并不能完全解決風(fēng)電連續(xù)出力導(dǎo)致的棄風(fēng)問題，整體棄風(fēng)率降幅區(qū)間為10%～28%。在配置儲能經(jīng)濟性方面，發(fā)現(xiàn)以當前平價項目上網(wǎng)電價和棄電率水平，新能源配置儲能的成本接受度非常有限。因三個案例省份新能源出力特性、棄電基線、上網(wǎng)電價存在差異，可接受的儲能成本也各不相同，其中光伏配置儲能的成本接受度為195～482 CNY/(kW·h)，而風(fēng)電配置儲能的成本接受度僅為116～202 CNY/(kW·h)，遠低于目前鋰電池單位投資水平?？梢妼τ谛履茉窗l(fā)電站內(nèi)配儲，目前鋰電池儲能經(jīng)濟性偏低。

表2 青海光伏、風(fēng)電配置儲能消納效果及成本接受度Table 2 Qinghai photovoltaic and wind power configuration energy storage effect and cost acceptance

3.2.2 長周期儲能

雖然上述分析對儲能消納新能源下的運行工況進行了具體刻畫，但分析僅針對當前新能源消納場景。隨著新能源發(fā)電滲透率的逐步提升，電力系統(tǒng)對于儲能需求也將產(chǎn)生變化。一方面，由于傳統(tǒng)可調(diào)度發(fā)電資源逐漸退出，新能源發(fā)電整體季節(jié)性波動特征將更加明顯，系統(tǒng)對長周期調(diào)節(jié)儲能的需求也更加突出；另一方面，長周期調(diào)節(jié)工況下，儲能充放電頻次逐漸下降，在有限使用壽命內(nèi)，儲能投資的成本攤薄難度不斷增加，LCOS也將上升。

圖3對比了各類儲能技術(shù)投資成本與連續(xù)放電時長的對應(yīng)關(guān)系，其中邊際投資成本增長速度由儲能能量單元單位成本決定。例如，對于鋰離子電池儲能而言，由于2020 年能量單元單位成本較高，隨著連續(xù)放電時長的增加，儲能系統(tǒng)投資成本快速上升；對抽水蓄能、壓縮空氣和儲氫而言，投資成本增速相對緩慢。隨著技術(shù)進步未來各類儲能技術(shù)儲能單元單位成本都有所下降，未來各類儲能投資成本增速也都有所放緩，但增速排序關(guān)系不變。

圖3 2020、2060年不同放電時長儲能平準化充放電成本Fig.3 The cost of equalizing the charge and discharge of energy storage for different discharge times in 2020 and 2060

圖4對比了2020年與2060年在不同連續(xù)放電時長下各類儲能技術(shù)LCOS變化情況。其中鋰電池、釩液流電池、鈉離子電池、鉛炭電池、鈉硫電池等電化學(xué)儲能LCOS隨放電時長的增加而快速增長，在季節(jié)性調(diào)峰工況(平均連續(xù)放電500～1000 h)下，LCOS高達66～152 CNY/(kW·h)。到2060年，技術(shù)進步及成本下降可一定程度降低電化學(xué)儲能LCOS，但仍普遍高于10 CNY/(kW·h)。與之相比，抽水蓄能、壓縮空氣、儲氫三類技術(shù)季節(jié)性調(diào)節(jié)成本爬坡速度較平緩。2020 年，LCOS 在6.5～9.4 CNY/(kW·h)；到2060年，LCOS進一步縮小至3.5～9.3 CNY/(kW·h)。由此可見，不論是何種儲能技術(shù)，更長的放電時長需求總是意味著更高的充放電成本，高滲透率新能源電力系統(tǒng)存在較大經(jīng)濟性挑戰(zhàn)。

圖4 2020、2060年不同放電時長儲能平準化充放電成本Fig.4 The cost of equalizing the charge and discharge of energy storage for different discharge times in 2020 and 2060

高滲透率可再生能源電力系統(tǒng)即可通過配置儲能實現(xiàn)，也可通過增加新能源發(fā)電裝機并放寬棄電率實現(xiàn)。圖5對比了不同新能源棄電率下儲能運行情況。其中，新能源出力即按1∶1配比全國風(fēng)電、光伏發(fā)電全年出力曲線，并假定其平均出力功率作為棄電基準線(基準棄電率為36%)，且系統(tǒng)可接受的最高儲能LCOS為0.2 CNY/(kW·h)?？梢婋S著限電率的提升，儲能全年充放電運行頻次也逐步增加，系統(tǒng)對儲能投資成本的接受度也將相應(yīng)提高。

圖5 不同新能源棄電率目標下儲能全年SOC變化情況Fig.5 The year-round SOC change of energy storage under different new energy deprecation rate targets

表3列出了不同新能源目標棄電率下，儲能需求規(guī)模及系統(tǒng)可接受的儲能投資成本。若追求零棄電率，則儲能規(guī)模需滿足新能源在額定裝機功率下連續(xù)181 h連續(xù)發(fā)電存儲，對應(yīng)儲能的投資成本需降低至10 CNY/(kW·h)以內(nèi)，遠遠低于目前電化學(xué)儲能投資成本[約1200 CNY/(kW·h)]。若放寬棄電目標至10%，則儲能規(guī)?？纱蠓s減至20 h，對應(yīng)系統(tǒng)可接受的儲能投資成本也可提升至接近50 CNY/(kW·h)。因此，適當放寬棄電率有助于降低高滲透率可再生能源電力系統(tǒng)下儲能投入規(guī)模。

表3 不同新能源目標棄電率下系統(tǒng)可最低儲能投資成本Table 3 The lowest energy storage investment cost of the system at the rate of disposal of different new energy targets

4 總結(jié)與展望

低成本儲能技術(shù)是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵支撐。本文結(jié)合國內(nèi)西部地區(qū)新能源配置儲能具體案例，分析了當前各類儲能經(jīng)濟性水平及未來變化趨勢。研究發(fā)現(xiàn)未來以鋰離子電池、鈉離子電池為代表的電化學(xué)儲能技術(shù)有較大成本下降空間，并有望在2040 年前成為成本最低的短周期(小時級)儲能技術(shù)。

研究發(fā)現(xiàn)配置儲能對降低光伏電站棄光率有一定作用，但以目前電化學(xué)儲能的成本，光伏配置儲能項目的整體經(jīng)濟性水平偏低。而風(fēng)電配置儲能在緩解棄風(fēng)和提升經(jīng)濟性方面效果都很有限。風(fēng)光出力互補后以電網(wǎng)側(cè)配置共享儲能的方式可提升儲能充放電頻次和經(jīng)濟效益，但目前電網(wǎng)側(cè)共享儲能也面臨一定政策制約。

其次，儲能技術(shù)的LCOS成本對放電時長非常敏感。隨著放電時長的拉長，各類儲能技術(shù)的LCOS成本都上升，其中電化學(xué)儲能的LCOS成本呈現(xiàn)加速上漲的趨勢，而氫能、壓縮空氣和抽水蓄能的LCOS成本增長相對平緩。在季節(jié)性調(diào)峰的應(yīng)用場景下，目前電化學(xué)儲能的LCOS是氫能的6倍以上，到2060年也接近5倍。

此外，研究發(fā)現(xiàn)在高滲透率可再生能源電力系統(tǒng)中，儲能規(guī)模與可再生能源棄電率密切相關(guān)。若追求低棄電率，則需要大規(guī)模儲能支撐，其平均充放電頻次較低，需要引入長周期儲能技術(shù)以抑制系統(tǒng)成本的增長。若放寬棄電率，則儲能規(guī)模需求將明顯下降，儲能充放電頻次和系統(tǒng)整體經(jīng)濟性也得以提升。因此，如何降低長周期儲能技術(shù)成本，以盡可能經(jīng)濟地提升可再生能源利用水平，是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵因素。

最后，需要注意未來電力系統(tǒng)的儲能需求取決于多種因素。本文主要圍繞儲能經(jīng)濟性問題展開討論，而未涉及電力系統(tǒng)調(diào)頻、轉(zhuǎn)動慣量、輸配電容量以及安全備用等因素，與之相關(guān)儲能問題還有待持續(xù)研究。