新型储能的经济性和投资价值分析

　　在全面落实“双碳”战略部署，加快构建新型电力系统的背景下，储能作为构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是保障电力稳定供应、提高系统安全裕度、提升新能源利用率的重要手段。

　　正在加快构建的新型电力系统最显著的特征是新能源在电源结构中占据主导地位，这导致新型电力系统中发电、电网、用户都发生了重大变化，对新型储能系统有更迫切的要求。

　　电网侧应用储能可以提高系统可靠性，通过在电网关键节点合理布局新型储能，可以提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力，帮助电网稳定运行，减少波动引起电网故障的风险，增强供电保障能力，提升系统应急保障能力。

　　电源侧应用储能可以提高电站经济性，在西北沙戈荒、西南水风光基地等新能源高渗透率区域，通过新能源与新型储能的合理配置，有助于可再生能源的平滑调控、削峰填谷、提高电能质量，有利于建设系统友好型新能源电站，煤电通过合理配置新型储能参与电力现货和调频市场竞争，可有效提升运行特性和整体效益。

　　用户侧应用储能可以提高用能灵活性，通过在低峰时段或能源价格较低时充电，在高峰时段或能源价格较高时使用储能系统的电力，实现灵活经济用能，对环保和节能具有积极意义。

　　储能产业投资拉动效应高，储能产业从上游原材料、电芯制造、系统集成，到下游项目建设、运营维护，产业链长，拉动效应大，2024年《政府工作报告》首次将新型储能写入报告。

　　一、储能技术类型及特点

　　目前，新型储能技术主要有电化学储能、机械储能、其他储能等三大类型。电化学储能技术种类众多，锂离子电池以其高能量密度的优势得到广泛应用并带动了储能产业的发展，目前磷酸铁锂电池在大型储能系统中应用最为广泛，全钒液流电池、铅炭电池、钠硫电池等技术也已进入示范或初步商业应用段;机械储能利用电能和机械能之间的转换实现电能的存储和输出，主要有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能技术，抽水蓄能电站是目前技术最为成熟、应用最为广泛的储能技术;其他储能主要有氢储能技术和储热/蓄冷等技术，其中氢储能技术是利用电力和氢能的互变性实现能源形式的转换，储热/蓄冷主要用于火电和供热改造。课题小组通过调研、查阅有关文献和专家评估论证等方式，对三类储能的主要技术特性进行对比分析，具体情况如下表。

　　综合分析各类储能的技术特点，从配置灵活性上看，电池储能配置灵活性及可扩展性最为优异，抽水蓄能及传统洞穴式压缩空气配置灵活性最差;从储能发电时长上看，氢能发电时间可达周级，抽水蓄能及传统洞穴式压缩空气次之，电池储能放电时间基本在s-10h之间;从启动及响应速度上看，飞轮、超级电容和电池储能技术基本在ms-s级别，适用于快速响应的调频领域;从安全性上看，机械储能安全性最为优异，电化学储能的安全性相对较弱。

　　二、经济性分析

　　1.电站成本构成

　　储能电站的成本主要包括初始投资和运行成本，其中初始投资成本包括储能系统成本、功率转换成本和建安成本，运行成本包括运维成本、回收残值和其他附加成本。

　　电化学储能目前以全户外布置为主，储能项目采购范围一般包括储能电池舱和储能较大，以充放电时间2小时储能系统为例，锂离子电池储能系统工程建设成本为1000～1500元/kW，储能系统本体约占80%，储能电池是储能系统价格占比最高的设备，随着市场竞争，整体呈现快速下降趋势，目前不同品牌磷酸铁锂电池储能系统的价格在0.5～0.95元/Wh左右。由于储能系统充放电能量考核点、充放次数、能量保持率的考核方式不一，导致项目实际配置电芯能量差异很大。预计到2030年，单体成本有望降低至0.4元/Wh以内。

　　全钒液流电池储能系统价格大约在2.63元/Wh，主要包括电堆成本、电解质成本以及周边设备成本，钒电解液是全钒液流电池系统中的核心材料之一，在系统成本占比中达到40%以上，其性能将直接影响到电池系统的工作效率、运行工况和使用寿命等;电堆成本占全钒液流电池总成本的35%以上，主要成本源于离子交换膜的成本;其它构件成本占比25%左右。液流电池初期成本高，但其服役周期长，长期而言在度电成本上具有一定优势。全钒液流电池储能系统价格预计“十四五”末期能够控制在2元/Wh以内，随着规模化应用，到2030年有望降低至1～1.5元/Wh。

　　钠硫电池工程建设成本为2000～2800元/kW，钠硫电池本体成本约占75%，陶瓷管的制造成本约占电池本体总成本的40%。目前，由于钠离子电池未开始量产，钠离子电池原材料、正负极配套尚未进入规模化供应，电芯材料成本偏高。如果钠硫电池降本进度不及预期，仍然难以替代磷酸铁锂在电化学储能中的首选地位。

　　储能应用场景多，技术路线多样化，不同的项目在充放电时间、设备品牌和设备采购范围差异较大，导致价格水平差别较多，同时还存在诸多非价格因素，例如企业的竞争策略、项目间的分摊等。对于项目建设单位，不能仅仅关注储能系统的初始投资价格，更应关注储能系统本身的“硬实力”，综合考虑其性能、安全、价格等综合影响因子，从全寿命周期探索性价比最高以及安全可靠的储能产品。

　　2.度电成本分析

　　度电成本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所得成本(即总投资/总充放电量)，对于容量型场景的储能技术经济性评估有重要意义，能够直接判断储能项目是否具有投资经济性。针对储能电站度电成本计算，还要综合考虑电站能量转换效率、容量衰减和放电深度等因素。

　　目前除抽水蓄能以外，其它类型储能技术成本仍然较为昂贵，电化学储能技术中经济性较好的是磷酸铁锂电池和铅炭电池，技术成本较高是制约储能产业规模化发展的关键因素。以当前典型项目边界条件测算，抽水蓄能电站度电成本为0.21～0.25元/kWh，容量型磷酸铁锂储能电站的度电成本为0.49～0.68元/kWh，压缩空气储能电站度电成本约为0.43～0.56元/kWh，随着技术快速进步，压缩空气储能电站度电成本会随效率提升而快速下降。

　　3.里程成本分析

　　里程成本是指调频储能电站在全生命周期内平均到单位调频里程的总投资成本，里程成本是评价调频型储能电站经济性的重要指标。根据课题组实地调研及相关文献，目前调频型储能电站主要采用电化学和飞轮储能两种技术路线，其中功率型磷酸铁锂储能在AGC调频场景典型应用的里程成本约为4.93～8.40元/MW，在部分调频辅助服务价格较高的地区，火电配置调频储能项目能够获得较好收益。

　　飞轮储能响应速度快，非常适用于调频场景，但是仅仅依靠飞轮储能达到AGC调频所规定的出力，需要配置的容量会较大，目前飞轮储能的成本相对较高，导致大容量飞轮储能系统的造价非常高，折算里程成本不具有竞争优势，一般多用于混合储能调频项目。

　　4.应用能效分析

　　根据中电联2023年统计数据，电化学储能充电电量3680GWh、放电电量3195GWh、平均转换效86.82%，下网电量1869GWh、上网电量1476GWh、平均综合效率78.98%，整体利用情况均好于2022年。

　　三、投资价值排序建议

　　各种储能的技术特性和经济性各异，根据不同应用场景有不同的投资价值，能量型储能和功率型储能的技术经济性评价也各有侧重，课题组以某能量型储能项目边界条件、遵循投资收益相对较优的原则，总体评价如下：

　　(1)根据技术经济性评估，新型储能投资价值排序为“压缩空气储能>锂离子电池储能>钒液流电池储能>飞轮储能”。

　　(2)根据应用场景比较评估，新型储能投资价值排序为“工商业配储>独立储能>新能源配储”。

　　来源：能源新媒 文/中国华电集团有限公司党校

　　(课题组成员：赵羽斌、王峰、温盛元、魏成伟、汪波、方福铭、田雨森、叶易)