修曉青，李相俊，王佳蕊，謝志佳，呂項羽

(1. 新能源與儲能運行控制國家重點實驗室（中國電力科學研究院有限公司），北京 100192；2. 國網(wǎng)吉林省電力公司電力科學研究院，吉林 長春 130021)

0 引言

以可再生能源替代傳統(tǒng)化石能源是世界各國應對能源緊張、環(huán)境惡化、氣候變暖等問題的主要手段[1-2]，高比例可再生能源以集中、分散形式并網(wǎng)，給電力系統(tǒng)源側(cè)、荷側(cè)供需的時空特性帶來極大的不確定性[3]，高滲透率可再生能源并網(wǎng)下的可再生能源消納問題突出[4-5]。為提高新能源消納與傳輸水平，挖掘系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源的調(diào)峰、調(diào)頻和調(diào)壓能力，國家能源局發(fā)布《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》[6]，并于2020年7月正式實施，導則提出必要時可配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能等靈活調(diào)節(jié)電源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)。

隨著電力系統(tǒng)對儲能應用需求的凸顯，支持儲能的政策與市場機制工作逐步推進，儲能應用規(guī)模逐年增大。政策層面，儲能技術(shù)在未來中國能源體系建設(shè)中的地位日益顯著，先后列入《中華人民共和國可再生能源法》修訂案、《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014—2020年）》《國家十三五規(guī)劃綱要》《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》《關(guān)于做好可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃編制有關(guān)事項》等國家層面政策文件。市場層面，市場環(huán)境是推進中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的另一重要因素，華北、東北、山東、江蘇、甘肅、福建、湖北等多個地區(qū)、省份出臺了輔助服務市場政策，承認儲能的市場主體地位，規(guī)定了儲能參與市場的交易規(guī)則。應用層面，隨著儲能在電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷側(cè)的推廣應用，相關(guān)儲能技術(shù)逐步成熟、儲能成本下降趨勢明顯，截至2021年6月底，全球已投運電力儲能項目（含物理儲能、電化學儲能以及熔融鹽儲熱）的累計裝機規(guī)模達192.2 GW，占比較高的儲能技術(shù)為抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鈉硫電池儲能、鉛蓄電池儲能等[7]。考慮儲能系統(tǒng)安全、技術(shù)經(jīng)濟性，十四五期間具備大規(guī)模應用潛力的儲能技術(shù)主要包括抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛蓄電池儲能、液流電池儲能等。

全壽命周期成本（life cycle cost，LCC）是現(xiàn)階段制約儲能技術(shù)規(guī)?；虡I(yè)應用的主要因素之一，不同類型儲能技術(shù)在選址靈活性、建設(shè)周期、成本、效率、壽命、占地面積等方面存在差異，影響儲能電站全壽命周期成本的評估結(jié)果。例如，抽水蓄能是目前較為成熟的大容量儲能方式，具備競爭成本優(yōu)勢，但在選址靈活性、建設(shè)周期、占地面積等技術(shù)指標方面劣于電化學儲能，并且隨著可開發(fā)資源的減少，成本呈上升趨勢。已有學者針對儲能的LCC開展了研究。文獻[8]提出了平準化電力成本（levelized cost of energy,LCOE）的概念，即所投資項目的全壽命周期成本除以該項投資的累計輸出電量，建立了儲能系統(tǒng)LCOE計算模型。文獻[9]以20年作為評估期，分析了儲能電池容量衰減對能量輸出、替換成本的影響，建立了混合儲能系統(tǒng)的LCOE模型，分析了氫燃料電池與鋰離子電池、氫燃料電池與鉛酸電池、氫燃料電池與超級電容器、超級電容器與鉛酸電池、超級電容器與鋰離子電池等不同類型混合儲能系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟性。文獻[10]建立了LCOE模型，提出不同運行工況下的儲能容量衰減對儲能電站技術(shù)經(jīng)濟性分析結(jié)果的影響，提出儲能容量衰減模型需考慮溫度、充放電速率、荷電狀態(tài)、日歷壽命等因素。文獻[11]建立了電價套利運行模式下的儲能LCOE模型，以25 MW/125 MW·h液態(tài)壓縮空氣儲能為例進行了分析。文獻[12]建立了儲能投資成本、運維成本、度電成本模型，分析了不同利用小時數(shù)下抽水蓄能、鋰離子電池、鉛酸電池、壓縮空氣儲能等儲能技術(shù)的度電成本。文獻[13]分析了抽水蓄能、壓縮空氣儲能、氫儲能、電池儲能、飛輪儲能、超導磁儲能、超級電容器儲能等儲能技術(shù)對不同應用功能的適應性，建立了考慮投資成本、運維成本、替換成本、處理和回收成本的LCC模型和LCOE模型，但未考慮儲能容量衰減、資金的時間價值等因素。

儲能電站容量、全壽命周期成本、儲能電池容量衰減、效率是評估平準化電力成本的重要參量，但由于不同類型儲能技術(shù)原理與建設(shè)方案的差異，從投資角度來看，為評估不同類型儲能技術(shù)的成本競爭力，需對不同類型儲能廣義成本進行縱、橫向評估，其中投資成本、運維成本、項目建設(shè)周期、容量衰減、能量轉(zhuǎn)換效率、放電電量、壽命、占地面積等因素將影響儲能廣義成本的評估結(jié)果。

本文對比研究相同應用效能下抽水蓄能與電化學儲能的廣義成本，包括儲能電站LCC與LCOE，以抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛炭電池儲能、全釩液流電池儲能應用效能一致為基準，分析不同類型儲能的容量需求，考慮多重技術(shù)經(jīng)濟因素，提出基于等效能折算的儲能廣義全壽命周期成本模型與平準化電力成本模型，構(gòu)建儲能調(diào)峰運行模式下的成本評估算例，分析4種儲能技術(shù)的成本競爭力，并識別關(guān)鍵影響參量。

1 儲能電站廣義成本

1.1 等效能折算方法

為客觀評價分析不同類型儲能的成本競爭力，需統(tǒng)一儲能電站全壽命周期放電電量，結(jié)合儲能系統(tǒng)壽命，以典型儲能容量為基準，通過等效能折算，結(jié)合容量衰減特性分析其他類型儲能容量。儲能容量定義為投運時儲能電站可放電電量，電站級儲能應用壽命評估的邊界條件通常設(shè)置健康狀態(tài)值低于80%[14]。儲能電站全壽命周期放電電量為

1.2 儲能電站廣義成本模型

（1）LCC數(shù)學模型。

儲能電站投資成本包括儲能設(shè)備成本、升壓站及送出線路成本、工程前期與建設(shè)成本、征地成本等，表示為

全壽命周期運營成本為儲能電站充電成本的現(xiàn)值，即

儲能電站運行&維護成本為確保儲能電站正常運行投入的人工、運檢、維修成本，以及儲能電池、電池液、損耗器件的替換成本等，即

（2）LCOE數(shù)學模型。

考慮資金的時間價值，基于儲能電站全壽命周期成本與全壽命周期放電電量得出平準化電力成本[6,11]為

2 典型儲能電站建設(shè)周期與占地面積

2.1 儲能電站建設(shè)周期

近年來落地/規(guī)劃的抽水蓄能電站主要分布在安徽、廣東、山東、浙江、河南、內(nèi)蒙古、湖北等地，鋰離子電池儲能電站主要分布在河南、江蘇、青海、福建、新疆、甘肅、內(nèi)蒙古、湖南、北京等地，全釩液流電池儲能電站位于遼寧，鉛炭電池儲能電站位于江蘇，不同類型儲能電站建設(shè)周期的散點分布如圖1所示。

圖1 儲能電站建設(shè)期Fig. 1 Construction period of energy storage power station

由圖1可知，抽水蓄能、鋰離子電池儲能、全釩液流電池儲能、鉛炭電池儲能電站建設(shè)周期的區(qū)間分別為[69,99]月、[1,10]月、[10,35]月、[9,10]月。不考慮儲能電站規(guī)模，鋰離子電池儲能電站建設(shè)周期最短，均值為4.27個月；其次為鉛炭電池儲能電站9.5個月、全釩液流電池儲能電站22.5個月；抽水蓄能電站的建設(shè)周期最長，均值為77.14個月。

從儲能電站容量對建設(shè)期影響分析來看，受電化學儲能電站集成方式、項目施工等因素的影響，電站容量對鋰離子電池儲能電站、鉛炭電池儲能電站建設(shè)周期影響不顯著，對全釩液流電池儲能電站建設(shè)周期影響較大；抽水蓄能電站建設(shè)周期主要受建設(shè)方案、工程基建、地址地理信息等因素的制約，電站規(guī)模與建設(shè)周期之間不存在明顯的關(guān)聯(lián)關(guān)系。

2.2 儲能電站占地面積

由于不同類型儲能的技術(shù)原理、集成方式存在差異，分別對抽水蓄能電站、鋰離子電池儲能電站、全釩液流電池儲能電站、鉛炭電池儲能電站的占地面積進行分析。抽水蓄能電站的建設(shè)受資源條件的制約，典型電站占地面積如表1所示。由表1可以看出，抽水蓄能的占地面積較大，且占地面積與電站規(guī)模不存在明顯的正相關(guān)關(guān)系。

表1 典型抽水蓄能電站占地面積Table 1 Occupied area of typical pumped storage power stations

由于全釩液流電池、鉛炭電池儲能電站的項目信息較少，近3年典型項目占地面積信息如表2所示。

表2 典型液流電池、鉛炭電池儲能電站占地面積Table 2 Occupied area of typical flow battery and leadcarbon battery energy storage power stations

鋰離子電池儲能電站通過模塊化設(shè)計、單元式接入，將多個儲能模塊組成標準化單元，封裝成集裝箱接入電網(wǎng)，縮短了建設(shè)周期。占地面積與電站規(guī)模、標準集裝箱個數(shù)、布置方式、消防通道等因素有關(guān)。鋰離子電池儲能電站占地面積如圖2所示。

由圖2可知，鋰離子電池儲能電站占地面積與其容量呈正相關(guān)性，其中電池集裝箱面積占儲能電站面積的區(qū)間為[11.15%，15.85%]，均值約為13.23%?；诂F(xiàn)有集成技術(shù)水平，40尺標準集裝箱（12.192 m×2.438 m）所集成的鋰離子電池儲能電站容量為4 MW·h，1 200 MW/6 h鋰離子電池儲能電站所需的電池集裝箱數(shù)目為1 800個，以40尺集裝箱面積29.724 m2、電池集裝箱面積占比13.23%估算，1 200 MW/6 h鋰離子電池儲能電站電池集裝箱占地面積約為5.35萬m2、儲能電站占地面積約為40.44萬m2；若集裝箱雙層布置，電池集裝箱占地面積約為2.68萬m2，儲能電站占地面積約為20.22萬m2。

圖2 鋰離子電池儲能電站占地面積Fig. 2 Occupied area of lithium-ion battery energy storage power station

比較分析電化學儲能電站的單位容量占地面積可以看出，鋰離子電池儲能電站、全釩液流電池儲能電站、鉛炭電池儲能電站的單位容量占地面積分別為 56.17、91.25、80 m2/(MW·h)。

對比分析抽水蓄能電站與同規(guī)模鋰離子電池儲能電站的占地面積，單層配置鋰離子電池儲能電站的占地面積是抽水蓄能電站的2.4%～24.81%，鋰離子電池儲能電站雙層配置時，該值為1.2%～12.4%。

3 算例分析

3.1 算例說明與分析

以儲能調(diào)峰應用為例進行分析，基于東北某地區(qū)2019年新能源棄電功率，采用FCM（模糊c-均值）聚類算法[15]分別提取非供暖期、供暖期棄電功率典型曲線，如圖3所示。

由圖3可知，供暖期、非供暖期典型日棄電功率峰值分別為1 475.7、1 245.3 MW，棄電電量分別為11 372、8 012.4 MW·h，結(jié)合功率曲線與非棄電時段的分布，設(shè)置抽水蓄能電站的規(guī)模為1 200 MW/6 h，充放電循環(huán)次數(shù)210次/年，儲能電站充電電價0.1元/(kW·h)，依據(jù)文獻[16-19]估算2020年工業(yè)地價510元/m2。以抽水蓄能電站規(guī)模為基準，比較分析抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛炭電池儲能、全釩液流電池儲能的全壽命周期成本?；趦δ芗夹g(shù)經(jīng)濟水平現(xiàn)狀，設(shè)置邊界條件如表 3所示[12, 20-25]。

圖3 新能源棄電功率典型曲線Fig. 3 Typical curve of power curtailment of new energy sources

表3 儲能技術(shù)經(jīng)濟邊界條件Table 3 Technology and economic boundary conditions of energy storage

基于等效能折算，不計及建設(shè)期時，各類型儲能電站的規(guī)模分別為鋰離子電池儲能1789 MW/10733 MW·h、鉛炭電池儲能 2763 MW/16 581 MW·h、全釩液流電池儲能1 440 MW/8 641 MW·h；計及建設(shè)期時，各類型儲能電站的規(guī)模分別為鋰離子電池儲能1 243 MW/7 457 MW·h、鉛炭電池儲能1 979 MW/11 871 MW·h、全釩液流電池儲能1197 MW/7185 MW·h。儲能電站全壽命周期成本、平準化電力成本計算結(jié)果如表4、表5所示。

表4 儲能電站全壽命周期成本Table 4 Life cycle cost of energy storage power station 億元

表5 儲能電站平準化電力成本Table 5 LCOE of energy storage power station 元/(kW·h)

由表4可知，上述邊界條件下，以同等應用效能為前提，現(xiàn)階段抽水蓄能的全壽命周期成本最低；計及項目建設(shè)期時，鋰離子電池儲能電站的成本低于全釩液流電池；鉛炭電池的全壽命周期成本最高。

由表5可知，上述邊界條件下，抽水蓄能的平準化電力成本最低；當計及建設(shè)期時，鋰離子電池的平準化電力成本低于全釩液流電池；鉛炭電池的平準化電力成本最高。

綜上可以看出，抽水蓄能具備成本優(yōu)勢，鋰離子電池儲能電站在項目建設(shè)期上優(yōu)勢顯著，鉛炭電池的壽命成為制約其市場化應用的重要原因。結(jié)合4種儲能的技術(shù)特性，有必要分析充放電循環(huán)次數(shù)、儲能電站充電電價、投資成本的變化對結(jié)果的影響。

3.2 敏感性分析

（1）年充放電循環(huán)次數(shù)。

設(shè)置儲能電站充電電價為0.1元/(kW·h)，年循環(huán)次數(shù)區(qū)間為[100,1 500]，對4種情形下抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛炭電池儲能、全釩液流電池儲能的LCC、LCOE進行研究，LCC仿真結(jié)果如圖4所示。

由圖4可知，隨著年循環(huán)次數(shù)的上升，4種類型儲能的LCC均呈上升趨勢，抽水蓄能、全釩液流電池儲能電站成本上升的主要原因為全壽命周期運營成本、儲能電站運行&維護成本的增加；鋰離子電池、鉛炭電池成本上升趨勢明顯，主要原因為充放電循環(huán)次數(shù)上升，儲能容量衰減加快，同等應用效能下的儲能容量需求增加（圖5所示）。

圖4 儲能電站廣義全壽命周期成本Fig. 4 Generalized LCC of energy storage power station

圖5 儲能電站容量Fig. 5 Capacity of energy storage power station

抽水蓄能的LCC最低，鉛炭電池的LCC最高；計及建設(shè)期周期，理論分析結(jié)果顯示，充放電循環(huán)次數(shù)低于800次/年時，鋰離子電池的LCC低于全釩液流電池。LCOE仿真結(jié)果如圖6所示。

由圖6可知，年充放電循環(huán)次數(shù)的增加有利于降低LCOE，隨著循環(huán)次數(shù)的上升，4種類型儲能的LCOE均呈降低趨勢，每年循環(huán)次數(shù)在[100,500]內(nèi)時，LCOE下降趨勢明顯；循環(huán)次數(shù)介于[1 000,1 500]次/年時，LCOE相對平穩(wěn)。

圖6 儲能電站平準化電力成本Fig. 6 LCOE of energy storage power station

抽水蓄能的LCOE最低，鉛炭電池的LCOE最高；計及建設(shè)期時，充放電循環(huán)次數(shù)低于800次/年時，鋰離子電池的LCOE低于全釩液流電池。

綜上可以看出，目前儲能技術(shù)經(jīng)濟水平下，與其他3種電化學儲能相比，抽水蓄能在LCC、LCOE等指標方面均具有優(yōu)勢。比較分析3種電化學儲能技術(shù)，鋰離子電池儲能項目建設(shè)周期短，計及項目建設(shè)期時，充放電循環(huán)次數(shù)低于800次/年時，鋰離子電池儲能具備成本優(yōu)勢；充放電循環(huán)次數(shù)高于800次/年時，全釩液流電池儲能具備成本優(yōu)勢；鉛炭電池儲能的成本最高。

（2）充電電價。

設(shè)置儲能電站循環(huán)次數(shù)為500次/年，充電電價的區(qū)間為[0.05,0.6]元/(kW·h)，對4種情形下抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛炭電池儲能、全釩液流電池儲能的LCC、LCOE進行分析。由于以等效能折算為前提，儲能電站LCC、LCOE在同種情形下交叉點所對應的充電電價一致，因此僅繪出LCC曲線圖，仿真結(jié)果如圖7所示。

由圖7可知，在充電電價較低時，抽水蓄能的成本優(yōu)勢明顯；反之，鉛炭電池的成本優(yōu)勢明顯，以圖7 b）為例，充電電價小于0.5元/(kW·h)時，抽水蓄能成本最低；反之，鉛炭電池成本最低。建設(shè)期、征地成本等因素對不同儲能的成本競爭力具有一定的影響，對比圖7 b）和圖7 d），抽水蓄能與鉛炭電池成本競爭力的邊界降為0.3元/(kW·h)。鋰離子電池的全壽命周期成本總體處于抽水蓄能與鉛炭電池之間，而全釩液流電池的全壽命周期成本最高，僅在充電電價較低時具有部分競爭優(yōu)勢。

圖7 儲能電站廣義全壽命周期成本Fig. 7 Generalized LCC of energy storage power station

（3）儲能電站投資成本。

進一步分析儲能電站投資成本變化，設(shè)置儲能電站循環(huán)次數(shù)為500次/年，充電電價0.1元/(kW·h)，成本變化率區(qū)間范圍[5%,50%]。與充電電價下的情形一致，儲能電站LCC、LCOE在同種情形下交叉點所對應的投資成本變化率相同，因此僅繪出LCC曲線圖，仿真結(jié)果如圖8所示。

由圖8可知，不計及建設(shè)期、征地成本時，投資成本變化率低于35%時，抽水蓄能的LCC、LCOE最低；投資成本變化率高于40%時，鋰離子電池的LCC、LCOE最低。計及建設(shè)期時，投資成本變化率低于25%時，抽水蓄能的LCC、LCOE最低；投資成本變化率高于30%時，鋰離子電池的LCC、LCOE最低。計及征地成本時，投資成本變化率低于20%時，抽水蓄能的LCC、LCOE最低；投資成本變化率高于20%時，鋰離子電池的LCC、LCOE最低。計及建設(shè)期、征地成本時，投資成本變化率達到10%時，鋰離子電池的LCC、LCOE最低。

圖8 儲能電站廣義全壽命周期成本Fig. 8 Generalized LCC of energy storage power station

綜上可以看出，現(xiàn)階段抽水蓄能仍具備成本競爭力，但隨著抽水蓄能開發(fā)成本的升高及電化學儲能成本的降低，未來鋰離子電池儲能成本競爭優(yōu)勢明顯。

4 結(jié)論

本文分析了抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛炭電池儲能、全釩液流電池儲能在選址靈活性、建設(shè)周期、成本、效率、壽命、占地面積等建設(shè)與運行特性上的差異，構(gòu)建了基于等效能折算的儲能全壽命周期成本、平準化電力成本模型，得出以下結(jié)論。

（1）調(diào)峰應用場景下，抽水蓄能尚具備成本優(yōu)勢，鋰離子電池儲能電站在項目建設(shè)期與占地面積上優(yōu)勢顯著，鉛炭電池的壽命成為制約其市場化應用的重要原因。

（2）儲能電站年充放電循環(huán)次數(shù)、充電電價、投資成本等因素影響不同類型儲能的成本競爭力。

① 年充放電循環(huán)次數(shù)影響方面，抽水蓄能具備成本競爭優(yōu)勢，鋰離子電池儲能在充放電循環(huán)次數(shù)低于800次/年時具備成本競爭優(yōu)勢，全釩液流電池儲能在充放電循環(huán)次數(shù)高于800次/年時，具備成本競爭優(yōu)勢。

② 充電電價因素影響方面，在充電電價低段位時，抽水蓄能的成本競爭優(yōu)勢明顯；反之，鉛炭電池儲能的成本競爭優(yōu)勢明顯。

③ 投資成本因素影響方面，現(xiàn)階段抽水蓄能具備成本競爭力，投資成本降低30%時，鋰離子電池儲能成本競爭優(yōu)勢明顯。

綜上，實際應用中儲能電站的選型與配置需綜合考慮儲能技術(shù)水平與成本、運行特性、市場等多種因素。