摘要：储能技术是应对高比例新能源电力系统安全问题的关键技术之一。现阶段，成本因素制约了储能规模化商业应用。为此，针对不同类型储能电站广义成本问题，考虑不同类型储能效率、寿命的差异，以等效能折算为前提，分析储能全寿命周期进程中建设与运行特性的差异，构建基于等效能折算的储能全寿命周期成本模型与平准化电力成本模型；比较分析近年来投运/规划的抽水蓄能、锂离子电池储能、铅炭电池储能、全钒液流电池储能项目建设周期、征地成本等参量；对4种类型储能广义成本进行纵向、横向评估，讨论储能电站年充放电循环次数、充电电价、投资成本的变化对广义成本的影响。研究结果可为储能系统的选型规划提供参考。
本文来源：微信公众号 中国电力 ID：ELECTRIC-POWER
作者：修晓青, 李相俊, 王佳蕊, 谢志佳, 吕项羽
（新能源与储能运行控制国家重点实验室（中国电力科学研究院有限公司），国网吉林省电力公司电力科学研究院，吉林 长春 130021）
引言
以可再生能源替代传统化石能源是世界各国应对能源紧张、环境恶化、气候变暖等问题的主要手段[1-2]，高比例可再生能源以集中、分散形式并网，给电力系统源侧、荷侧供需的时空特性带来极大的不确定性[3]，高渗透率可再生能源并网下的可再生能源消纳问题突出[4-5]。为提高新能源消纳与传输水平，挖掘系统灵活调节资源的调峰、调频和调压能力，国家能源局发布《电力系统安全稳定导则》[6]，并于2020年7月正式实施，导则提出必要时可配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能等灵活调节电源参与系统调节。
随着电力系统对储能应用需求的凸显，支持储能的政策与市场机制工作逐步推进，储能应用规模逐年增大。政策层面，储能技术在未来中国能源体系建设中的地位日益显著，先后列入《中华人民共和国可再生能源法》修订案、《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》《国家十三五规划纲要》《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制有关事项》等国家层面政策文件。市场层面，市场环境是推进中国储能产业发展的另一重要因素，华北、东北、山东、江苏、甘肃、福建、湖北等多个地区、省份出台了辅助服务市场政策，承认储能的市场主体地位，规定了储能参与市场的交易规则。应用层面，随着储能在电力系统源、网、荷侧的推广应用，相关储能技术逐步成熟、储能成本下降趋势明显，截至2021年6月底，全球已投运电力储能项目（含物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）的累计装机规模达192.2 GW，占比较高的储能技术为抽水蓄能、锂离子电池储能、钠硫电池储能、铅蓄电池储能等[7]。考虑储能系统安全、技术经济性，十四五期间具备大规模应用潜力的储能技术主要包括抽水蓄能、锂离子电池储能、铅蓄电池储能、液流电池储能等。
全寿命周期成本（life cycle cost，LCC）是现阶段制约储能技术规模化商业应用的主要因素之一，不同类型储能技术在选址灵活性、建设周期、成本、效率、寿命、占地面积等方面存在差异，影响储能电站全寿命周期成本的评估结果。例如，抽水蓄能是目前较为成熟的大容量储能方式，具备竞争成本优势，但在选址灵活性、建设周期、占地面积等技术指标方面劣于电化学储能，并且随着可开发资源的减少，成本呈上升趋势。已有学者针对储能的LCC开展了研究。文献[8]提出了平准化电力成本（levelized cost of energy, LCOE）的概念，即所投资项目的全寿命周期成本除以该项投资的累计输出电量，建立了储能系统LCOE计算模型。文献[9]以20年作为评估期，分析了储能电池容量衰减对能量输出、替换成本的影响，建立了混合储能系统的LCOE模型，分析了氢燃料电池与锂离子电池、氢燃料电池与铅酸电池、氢燃料电池与超级电容器、超级电容器与铅酸电池、超级电容器与锂离子电池等不同类型混合储能系统的技术经济性。文献[10]建立了LCOE模型，提出不同运行工况下的储能容量衰减对储能电站技术经济性分析结果的影响，提出储能容量衰减模型需考虑温度、充放电速率、荷电状态、日历寿命等因素。文献[11]建立了电价套利运行模式下的储能LCOE模型，以25 MW/125 MW∙h液态压缩空气储能为例进行了分析。文献[12]建立了储能投资成本、运维成本、度电成本模型，分析了不同利用小时数下抽水蓄能、锂离子电池、铅酸电池、压缩空气储能等储能技术的度电成本。文献[13]分析了抽水蓄能、压缩空气储能、氢储能、电池储能、飞轮储能、超导磁储能、超级电容器储能等储能技术对不同应用功能的适应性，建立了考虑投资成本、运维成本、替换成本、处理和回收成本的LCC模型和LCOE模型，但未考虑储能容量衰减、资金的时间价值等因素。
储能电站容量、全寿命周期成本、储能电池容量衰减、效率是评估平准化电力成本的重要参量，但由于不同类型储能技术原理与建设方案的差异，从投资角度来看，为评估不同类型储能技术的成本竞争力，需对不同类型储能广义成本进行纵、横向评估，其中投资成本、运维成本、项目建设周期、容量衰减、能量转换效率、放电电量、寿命、占地面积等因素将影响储能广义成本的评估结果。
本文对比研究相同应用效能下抽水蓄能与电化学储能的广义成本，包括储能电站LCC与LCOE，以抽水蓄能、锂离子电池储能、铅炭电池储能、全钒液流电池储能应用效能一致为基准，分析不同类型储能的容量需求，考虑多重技术经济因素，提出基于等效能折算的储能广义全寿命周期成本模型与平准化电力成本模型，构建储能调峰运行模式下的成本评估算例，分析4种储能技术的成本竞争力，并识别关键影响参量。
1储能电站广义成本
1.1 等效能折算方法
为客观评价分析不同类型储能的成本竞争力，需统一储能电站全寿命周期放电电量，结合储能系统寿命，以典型储能容量为基准，通过等效能折算，结合容量衰减特性分析其他类型储能容量。储能容量定义为投运时储能电站可放电电量，电站级储能应用寿命评估的边界条件通常设置健康状态值低于80%[14]。储能电站全寿命周期放电电量为
式中：Q 为储能系统全寿命周期放电电量；E 为储能系统初始容量；γ 为折现率，通常取6%；N 为储能系统寿命年限；N0 为储能电站建设期；Ki−1 、 Ki 分别为储能系统投运后第 i−1 、 i 年末的累计循环次数；SOH(j) 为第 j 次循环的电池健康状态，若储能电站不衰减，该值为1。
以储能电站全寿命周期出口电量为基准，考虑不同类型储能技术衰减特性、寿命等技术指标的差异，基于等效能折算建立储能容量需求模型为
式中：EI 、 EII 分别为储能电站Ⅰ、Ⅱ的初始容量；NI 、 NII 分别为储能电站Ⅰ、Ⅱ的寿命年限；NI,0 、 NII,0 为储能电站Ⅰ、Ⅱ的建设期；KI,i 、 KII,i 为储能电站Ⅰ、Ⅱ投运后第 i 年末的累计循环次数；SOHI(j) 、 SOHII(j) 为储能电站Ⅰ、Ⅱ第 j 次循环的电池健康状态。
1.2 储能电站广义成本模型
（1）LCC数学模型。
储能电站广义全寿命周期成本 Cglcc 涵盖储能电站前期勘测、征地、设计、设备、施工、运检、回收等全过程的成本投入，包括储能电站投资成本、全寿命周期运营成本、运行&维护成本、回收成本等，可表示为
式中：Cic 为储能电站投资成本；Coc 为全寿命周期运营成本；Com 为储能电站运行&维护成本；Crc 为储能电站回收成本；Crv 为储能电站残值。
储能电站投资成本包括储能设备成本、升压站及送出线路成本、工程前期与建设成本、征地成本等，表示为
式中：Cdc 为储能设备成本；Ct\& lc 为升压站及送出线路成本；Cp\& cc 为工程前期与建设成本；Clac 为征地成本或地块租赁费用。
全寿命周期运营成本为储能电站充电成本的现值，即
式中：N0 为储能电站建设期；ρ 为储能电站充电电价；η 为储能电站能量转换效率。
储能电站运行&维护成本为确保储能电站正常运行投入的人工、运检、维修成本，以及储能电池、电池液、损耗器件的替换成本等，即
式中：θ1 、 θ2 为成本系数， θ1+θ2=1 ；ρom 为单位放电电量的运行&维护成本；ε 为年运行&维护成本占投资成本的比例系数。
（2）LCOE数学模型。
考虑资金的时间价值，基于储能电站全寿命周期成本与全寿命周期放电电量得出平准化电力成本 Clcoe [6,11]为
2典型储能电站建设周期与占地面积
2.1 储能电站建设周期
近年来落地/规划的抽水蓄能电站主要分布在安徽、广东、山东、浙江、河南、内蒙古、湖北等地，锂离子电池储能电站主要分布在河南、江苏、青海、福建、新疆、甘肃、内蒙古、湖南、北京等地，全钒液流电池储能电站位于辽宁，铅炭电池储能电站位于江苏，不同类型储能电站建设周期的散点分布如图1所示。
图1 储能电站建设期
Fig.1 Construction period of energy storage power station
由图1可知，抽水蓄能、锂离子电池储能、全钒液流电池储能、铅炭电池储能电站建设周期的区间分别为[69,99]月、[1,10]月、[10,35]月、[9,10]月。不考虑储能电站规模，锂离子电池储能电站建设周期最短，均值为4.27个月；其次为铅炭电池储能电站9.5个月、全钒液流电池储能电站22.5个月；抽水蓄能电站的建设周期最长，均值为77.14个月。
从储能电站容量对建设期影响分析来看，受电化学储能电站集成方式、项目施工等因素的影响，电站容量对锂离子电池储能电站、铅炭电池储能电站建设周期影响不显著，对全钒液流电池储能电站建设周期影响较大；抽水蓄能电站建设周期主要受建设方案、工程基建、地址地理信息等因素的制约，电站规模与建设周期之间不存在明显的关联关系。
2.2 储能电站占地面积
由于不同类型储能的技术原理、集成方式存在差异，分别对抽水蓄能电站、锂离子电池储能电站、全钒液流电池储能电站、铅炭电池储能电站的占地面积进行分析。抽水蓄能电站的建设受资源条件的制约，典型电站占地面积如表1所示。由表1可以看出，抽水蓄能的占地面积较大，且占地面积与电站规模不存在明显的正相关关系。
表1 典型抽水蓄能电站占地面积
Table 1 Occupied area of typical pumped storage power stations
由于全钒液流电池、铅炭电池储能电站的项目信息较少，近3年典型项目占地面积信息如表2所示。
表2 典型液流电池、铅炭电池储能电站占地面积
Table 2 Occupied area of typical flow battery and lead-carbon battery energy storage power stations
锂离子电池储能电站通过模块化设计、单元式接入，将多个储能模块组成标准化单元，封装成集装箱接入电网，缩短了建设周期。占地面积与电站规模、标准集装箱个数、布置方式、消防通道等因素有关。锂离子电池储能电站占地面积如图2所示。
由图2可知，锂离子电池储能电站占地面积与其容量呈正相关性，其中电池集装箱面积占储能电站面积的区间为[11.15%，15.85%]，均值约为13.23%。基于现有集成技术水平，40尺标准集装箱（12.192 m×2.438 m）所集成的锂离子电池储能电站容量为4 MW·h，1200 MW/6 h锂离子电池储能电站所需的电池集装箱数目为1800个，以40尺集装箱面积29.724 m2、电池集装箱面积占比13.23%估算，1200 MW/6 h锂离子电池储能电站电池集装箱占地面积约为5.35万m2、储能电站占地面积约为40.44万m2；若集装箱双层布置，电池集装箱占地面积约为2.68万m2，储能电站占地面积约为20.22万m2。
图2 锂离子电池储能电站占地面积
Fig.2 Occupied area of lithium-ion battery energy storage power station
比较分析电化学储能电站的单位容量占地面积可以看出，锂离子电池储能电站、全钒液流电池储能电站、铅炭电池储能电站的单位容量占地面积分别为56.17、91.25、80 m2/(MW·h)。
对比分析抽水蓄能电站与同规模锂离子电池储能电站的占地面积，单层配置锂离子电池储能电站的占地面积是抽水蓄能电站的2.4%~24.81%，锂离子电池储能电站双层配置时，该值为1.2%~12.4%。
3算例分析
3.1 算例说明与分析
以储能调峰应用为例进行分析，基于东北某地区2019年新能源弃电功率，采用FCM（模糊c-均值）聚类算法[15]分别提取非供暖期、供暖期弃电功率典型曲线，如图3所示。由图3可知，供暖期、非供暖期典型日弃电功率峰值分别为1475.7、1245.3 MW，弃电电量分别为11372、8012.4 MW·h，结合功率曲线与非弃电时段的分布，设置抽水蓄能电站的规模为1200 MW/6 h，充放电循环次数210次/年，储能电站充电电价0.1元/(kW·h)，依据文献[16-19]估算2020年工业地价510元/m2。以抽水蓄能电站规模为基准，比较分析抽水蓄能、锂离子电池储能、铅炭电池储能、全钒液流电池储能的全寿命周期成本。基于储能技术经济水平现状，设置边界条件如表3所示[12, 20-25]。
图3 新能源弃电功率典型曲线
Fig.3 Typical curve of power curtailment of new energy sources
表3 储能技术经济边界条件
Table 3 Technology and economic boundary conditions of energy storage
基于等效能折算，不计及建设期时，各类型储能电站的规模分别为锂离子电池储能1789 MW/10733 MW·h、铅炭电池储能2763 MW/16581 MW·h、全钒液流电池储能1440 MW/8641 MW·h；计及建设期时，各类型储能电站的规模分别为锂离子电池储能1243 MW/7457 MW·h、铅炭电池储能1979 MW/11871 MW·h、全钒液流电池储能1197 MW/7185 MW·h。储能电站全寿命周期成本、平准化电力成本计算结果如表4、表5所示。
表4 储能电站全寿命周期成本
Table 4 Life cycle cost of energy storage power station
表5 储能电站平准化电力成本Table 5 LCOE of energy storage power station
由表4可知，上述边界条件下，以同等应用效能为前提，现阶段抽水蓄能的全寿命周期成本最低；计及项目建设期时，锂离子电池储能电站的成本低于全钒液流电池；铅炭电池的全寿命周期成本最高。
由表5可知，上述边界条件下，抽水蓄能的平准化电力成本最低；当计及建设期时，锂离子电池的平准化电力成本低于全钒液流电池；铅炭电池的平准化电力成本最高。
综上可以看出，抽水蓄能具备成本优势，锂离子电池储能电站在项目建设期上优势显著，铅炭电池的寿命成为制约其市场化应用的重要原因。结合4种储能的技术特性，有必要分析充放电循环次数、储能电站充电电价、投资成本的变化对结果的影响。
3.2 敏感性分析
（1）年充放电循环次数。
设置储能电站充电电价为0.1元/(kW·h)，年循环次数区间为[100,1500]，对4种情形下抽水蓄能、锂离子电池储能、铅炭电池储能、全钒液流电池储能的LCC、LCOE进行研究，LCC仿真结果如图4所示。
图4 储能电站广义全寿命周期成本
Fig.4 Generalized LCC of energy storage power station
由图4可知，随着年循环次数的上升，4种类型储能的LCC均呈上升趋势，抽水蓄能、全钒液流电池储能电站成本上升的主要原因为全寿命周期运营成本、储能电站运行&维护成本的增加；锂离子电池、铅炭电池成本上升趋势明显，主要原因为充放电循环次数上升，储能容量衰减加快，同等应用效能下的储能容量需求增加（图5所示）。
图5 储能电站容量
Fig.5 Capacity of energy storage power station
抽水蓄能的LCC最低，铅炭电池的LCC最高；计及建设期周期，理论分析结果显示，充放电循环次数低于800次/年时，锂离子电池的LCC低于全钒液流电池。LCOE仿真结果如图6所示。
图6 储能电站平准化电力成本
Fig.6 LCOE of energy storage power station
由图6可知，年充放电循环次数的增加有利于降低LCOE，随着循环次数的上升，4种类型储能的LCOE均呈降低趋势，每年循环次数在[100,500]内时，LCOE下降趋势明显；循环次数介于[1000,1500]次/年时，LCOE相对平稳。
抽水蓄能的LCOE最低，铅炭电池的LCOE最高；计及建设期时，充放电循环次数低于800次/年时，锂离子电池的LCOE低于全钒液流电池。
综上可以看出，目前储能技术经济水平下，与其他3种电化学储能相比，抽水蓄能在LCC、LCOE等指标方面均具有优势。比较分析3种电化学储能技术，锂离子电池储能项目建设周期短，计及项目建设期时，充放电循环次数低于800次/年时，锂离子电池储能具备成本优势；充放电循环次数高于800次/年时，全钒液流电池储能具备成本优势；铅炭电池储能的成本最高。
（2）充电电价。
设置储能电站循环次数为500次/年，充电电价的区间为[0.05,0.6]元/(kW·h)，对4种情形下抽水蓄能、锂离子电池储能、铅炭电池储能、全钒液流电池储能的LCC、LCOE进行分析。由于以等效能折算为前提，储能电站LCC、LCOE在同种情形下交叉点所对应的充电电价一致，因此仅绘出LCC曲线图，仿真结果如图7所示。
图7 储能电站广义全寿命周期成本
Fig.7 Generalized LCC of energy storage power station
由图7可知，在充电电价较低时，抽水蓄能的成本优势明显；反之，铅炭电池的成本优势明显，以图7 b）为例，充电电价小于0.5元/(kW·h)时，抽水蓄能成本最低；反之，铅炭电池成本最低。建设期、征地成本等因素对不同储能的成本竞争力具有一定的影响，对比图7 b）和图7 d），抽水蓄能与铅炭电池成本竞争力的边界降为0.3元/(kW·h)。锂离子电池的全寿命周期成本总体处于抽水蓄能与铅炭电池之间，而全钒液流电池的全寿命周期成本最高，仅在充电电价较低时具有部分竞争优势。
（3）储能电站投资成本。
进一步分析储能电站投资成本变化，设置储能电站循环次数为500次/年，充电电价0.1元/(kW·h)，成本变化率区间范围[5%,50%]。与充电电价下的情形一致，储能电站LCC、LCOE在同种情形下交叉点所对应的投资成本变化率相同，因此仅绘出LCC曲线图，仿真结果如图8所示。
图8 储能电站广义全寿命周期成本
Fig.8 Generalized LCC of energy storage power station
由图8可知，不计及建设期、征地成本时，投资成本变化率低于35%时，抽水蓄能的LCC、LCOE最低；投资成本变化率高于40%时，锂离子电池的LCC、LCOE最低。计及建设期时，投资成本变化率低于25%时，抽水蓄能的LCC、LCOE最低；投资成本变化率高于30%时，锂离子电池的LCC、LCOE最低。计及征地成本时，投资成本变化率低于20%时，抽水蓄能的LCC、LCOE最低；投资成本变化率高于20%时，锂离子电池的LCC、LCOE最低。计及建设期、征地成本时，投资成本变化率达到10%时，锂离子电池的LCC、LCOE最低。
综上可以看出，现阶段抽水蓄能仍具备成本竞争力，但随着抽水蓄能开发成本的升高及电化学储能成本的降低，未来锂离子电池储能成本竞争优势明显。
4 结论
本文分析了抽水蓄能、锂离子电池储能、铅炭电池储能、全钒液流电池储能在选址灵活性、建设周期、成本、效率、寿命、占地面积等建设与运行特性上的差异，构建了基于等效能折算的储能全寿命周期成本、平准化电力成本模型，得出以下结论。
（1）调峰应用场景下，抽水蓄能尚具备成本优势，锂离子电池储能电站在项目建设期与占地面积上优势显著，铅炭电池的寿命成为制约其市场化应用的重要原因。
（2）储能电站年充放电循环次数、充电电价、投资成本等因素影响不同类型储能的成本竞争力。
① 年充放电循环次数影响方面，抽水蓄能具备成本竞争优势，锂离子电池储能在充放电循环次数低于800次/年时具备成本竞争优势，全钒液流电池储能在充放电循环次数高于800次/年时，具备成本竞争优势。
② 充电电价因素影响方面，在充电电价低段位时，抽水蓄能的成本竞争优势明显；反之，铅炭电池储能的成本竞争优势明显。
③ 投资成本因素影响方面，现阶段抽水蓄能具备成本竞争力，投资成本降低30%时，锂离子电池储能成本竞争优势明显。
综上，实际应用中储能电站的选型与配置需综合考虑储能技术水平与成本、运行特性、市场等多种因素。
