受益于“十四五”储能产业政策利好，以及新型储能技术应用市场的快速发展，市场前景被上市公司及投资方长期看好，企业正加速多元布局。

在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场，风光强制配储政策推动储能需求指数增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能、锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能技术也进入了发展快车道。

【资料图】

今天将带大家了解各种储能度电成本计算。

储能度电成本的计算

1、 平准化度电成本的计算方法

平准化度电成本（Levelized Cost of Energy, LCOE），是对项目生命周期内 的成本和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值 /生命周期内发电量现值。

相类似地，储能的全生命周期成本即平准化储能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）。LCOS 可以概括为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。平准化储能成本（LCOS）量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，可以与平准化度电成本 （LCOE）类比，是进行储能技术成本比较的合适工具。

具体而言，平准化储能成本为投资成本、运营维护（O&M）、充电成本，三者 之和除以投资期间的总放电量，鉴于数据的可得性，暂不考虑放电深度和容量衰退、 回收成本。

具体计算公式以及涉及的指标如下：

1）投资成本

容量成本是指储能系统中与储能容量相关的设备和施工成本，如电池储能中的电池、电池集装箱等设备费用和施工费用，抽水蓄能电站中水库的成本，压缩空气储能中储气室和储热系统的成本等。

功率成本是指储能系统中与功率相关的设备和施工成本，如电池储能系统中的变流器、变压器等设备，抽水蓄能电站中的水轮机，如电池储能系统中的变流器、变压器等设备，抽水蓄能电站中的水轮机，压缩空气储能中的压缩机和膨胀机等。

如公式中所示，CE 为随容量变化的装机成本，CP 为随功率变化的装机成本，功率成本+容量成本=单位功率成本*储能功率+单位容量成本*储能容量=单位功率成本*储能容量/放电时长 +单位容量成本*储能容量。

2）充电成本

充电成本是计算度电成本的重要要素，但由于充电成本需要考虑电价本身，各地区差异化较大，很难比较。另外，不同类型电力能源上网电价也不相同，风电、气电、火电价格较贵，风光实现评价上网。因此，如果仅从比较各类储能技术的度电成本角度出发，可以统一不考虑其充电成本 PC，只考虑其储存和释放过程的成本。

3）运维成本

储能的运维成本主要包括这就人工、燃料动力、部件更换等。

4）累计输送电量

要计算储能的度电成本，就要储能系统全生命周期可以释放多少度电或循环的次数。这其中涉及到储能系统的系统寿命 T（年为单位）、年循环次数 n(t)、以及循环效率。

为了对比各类储能技术度电成本的变化趋势，首先对各类技术到 2030 年的储 能容量、能量单元成本、使用寿命、充放电效率等进行假设：

A、容量成本方面

假设 2030 年前储能技术发展速度较快，后期随着技术、设备成熟度提高，降本速度逐渐放缓，即假设 2020-2030 年期间以上几种储能方式容量成本下降 20%。

铅炭电池，由于材料成本（铅）占比较大，因此其容量成本下降空间较为有限，假设 2020-2030 年容量成本不变。

抽水蓄能方面，假设 2020-2030 年抽水蓄能容量成本上升 10%。

压缩空气储能方面，考虑到压缩空气储能所用设备均已高度成熟化，因此其成本下降幅度有限，假设到 2030 年成本下降 10%。

氢储能方面，假设 2020-2030 年容量成本也保持不变。

B、功率成本方面

铅炭电池材料成本占比较高，成本下降空间有限，假设 2020-2030 年，铅炭电池功率成本下降 10%，其余电化学储能功率成本下降 20%。

机械储能方面，考虑到压缩空气储能所用压缩机、膨胀机、储气、热交换等设备均已高度成熟化，因此其功率成本下降幅度也有限，假设到 2030 年下降至 7500 元/kW。

氢储能方面，假设 2020-2030 年氢储能功率成本下降 10%。

C、充放电效率方面

假设短期内到 2030 年锂离子、钠离子电池充放电效率达到 90%，液流电池、铅炭电池充放电效率达到 85%。抽水蓄能、压缩空气储能充放电效率也有小幅提升，但相对其他技术充放电效率较低。

折现率是指将未来有限期预期收益折算成现值的比率。折现率越高，就意味着 对于当下的偏好越高。这一概念也可以用于储能的成本计算。假设储能成本的折现率为 7%， 每年的运维费用一般为初始投资成本的 3%左右。

我们可以大致测算出各类储能技术的度电成本：

1、从2020 年来看，各类储能技术度电成本的排序从低到高分别是：抽水蓄能<锂离子电池<全钒液流电池<铅炭电池<压缩空气<钠离子电池<钠硫电池<氢储能。

抽水蓄能仍然是当前度电成本最低的方案，显著低于其他储能技术，锂离子、全钒液流电池储能成本相当，是仅次于抽水蓄能的度电成本较低的技术。

压缩空气储能、钠离子电池储能度电成本也处于1 元/kWh 之下，钠硫电池、氢储能尚不具备成本优势。

2、到 2030 年，各类储能技术的度电成本从低到高排序或依次为：锂离子电池<抽水蓄能<全钒液流电池<铅炭电池< 钠离子电池<压缩空气<钠硫电池<氢储能。

也就是说，若锂离子电池容量成本、功率成本在 2020-2030 年能实现 20% 的下降，则到 2030 年其平准化储能度电成本将有望低于现阶段最经济的抽水蓄能。

总体上看，全钒液流电池、锂离子电池均有望实现较大幅度降本，到 2030 年仍是电化学储能中度电成本最低的两种技术；铅炭电池、钠离子电池、压缩空气储能度电成本其次，氢储能度电成本仍然处于较高水平。

关于各类储能经济性对比中需要注意的几点问题

1 、关于各类储能技术度电成本的可比性

由于抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能等机械储能物理储能寿命更长，均在 30年左右，因此从现阶段看，其度电成本自然会更低，相比之下，电化学储能的系统寿命较短，在度电成本上较机械储能没有明显优势。因此，平准化储能度电成本更适合将各类电化学储能、各类机械储能分别进行对比。

2、为什么将初始投资成本分为容量成本、功率成本？

以大型锂离子电池储能电站为例，100MW/200MWh 是比较常见的配置，其 中 100MW 是指对外充放电的功率，200MWh 是指容量。一般可以理解为与直流侧相关的部件与时长、容量相关，而交流，即逆变器之后的环节与功率相关，与时长无关。所以，可以将储能系统各部件的成本大致分为与容量相关、与功率相关两部分，即容量成本、功率成本。也有部分与容量、功率都无关的成本，比如电池管理系统（EMS），但由于占比较小，在我们的测算过程中暂不考虑。

3、储能度电成本要降低到多少才有意义？

储能，即能量的存储，指在能量富余时利用装置或介质将能量存储起来，并在 需要时再释放的过程，其本质是调节能量供求在时间和强度上的不匹配问题。

对于风电、光伏等间歇式能源而言，当期发电成本、储能度电成本之和低于火电时，其相比火电则更有优势。例如，在一些资源较好的的地区光伏发电成本在 0.1-0.15 元/kwh，那么只要上网电价高于这一价格就可以实现盈利。而如果配套一个储能系统，随着其循环次数快速提升，假设储能系统本身的度电成本可以降低至 0.2 元，则通过储能系统输送电成本则为 0.3-0.35 元/kwh。以国电电力为例，2022 年 1-6 月平均上网电价 为 0.35 元/kwh。

因此，若当前储能度电成本可以降低至 0.2 元/kwh 及以下，则光储结合相比火电或具备经济性，而其二者结合提供的电也更加稳定可控。但各地区发电成本、上网电价不同，或存在一定差异性。

4、锂离子电池放电时长假设为 4 小时，还有提升空间吗？

对于锂电池储能系统而言，充放电时常常与功率、容量相关。以目前的 200MWh 系统为例，若以 100MW 功率放电，可以释放 2 小时，如果以 50MW 功率放电，放电时长可以达到 4 小时。如果配置 800MWh 大容量的电芯也并非不可以，但由于电芯价格较贵，在锂电池储能 EPC 度电成本占比中近一半，因此，增加电池容量必然会导致成本大幅提升，在当前储能收益较小的阶段，做更大容量电芯并不划算。

关键词： 压缩空气 抽水蓄能 生命周期