基于等效能折算的儲能電站廣義成本研究
修曉青1, 李相俊1, 王佳蕊2, 謝志佳1, 呂項(xiàng)羽2
（1. 新能源與儲能運(yùn)行控制國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國電力科學(xué)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(xué)研究院，吉林 長春 130021）
摘要：儲能技術(shù)是應(yīng)對高比例新能源電力系統(tǒng)安全問題的關(guān)鍵技術(shù)之一?，F(xiàn)階段，成本因素制約了儲能規(guī)?；虡I(yè)應(yīng)用。為此，針對不同類型儲能電站廣義成本問題，考慮不同類型儲能效率、壽命的差異，以等效能折算為前提，分析儲能全壽命周期進(jìn)程中建設(shè)與運(yùn)行特性的差異，構(gòu)建基于等效能折算的儲能全壽命周期成本模型與平準(zhǔn)化電力成本模型；比較分析近年來投運(yùn)/規(guī)劃的抽水蓄能、鋰離子電池儲能、鉛炭電池儲能、全釩液流電池儲能項(xiàng)目建設(shè)周期、征地成本等參量；對4種類型儲能廣義成本進(jìn)行縱向、橫向評估，討論儲能電站年充放電循環(huán)次數(shù)、充電電價、投資成本的變化對廣義成本的影響。研究結(jié)果可為儲能系統(tǒng)的選型規(guī)劃提供參考。
引文信息
修曉青, 李相俊, 王佳蕊, 等. 基于等效能折算的儲能電站廣義成本研究[J]. 中國電力, 2022, 55(4): 192-202.
XIU Xiaoqing, LI Xiangjun, WANG Jiarui, et al. Generalized cost study of energy storage power station based on equivalent efficiency conversion[J]. Electric Power, 2022, 55(4): 192-202.
引言
以可再生能源替代傳統(tǒng)化石能源是世界各國應(yīng)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(dǎo)則》[6]，并于2020年7月正式實(shí)施，導(dǎo)則提出必要時可配置燃?xì)怆娬?、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(yīng)用需求的凸顯，支持儲能的政策與市場機(jī)制工作逐步推進(jìn)，儲能應(yīng)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(jì)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(dǎo)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(xiàng)》等國家層面政策文件。市場層面，市場環(huán)境是推進(jìn)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(wù)市場政策，承認(rèn)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(yīng)用層面，隨著儲能在電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷側(cè)的推廣應(yīng)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(yùn)電力儲能項(xiàng)目（含物理儲能、電化學(xué)儲能以及熔融鹽儲熱）的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)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]?？紤]儲能系統(tǒng)安全、技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，十四五期間具備大規(guī)模應(yīng)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(yīng)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(biāo)方面劣于電化學(xué)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(xué)者針對儲能的LCC開展了研究。文獻(xiàn)[8]提出了平準(zhǔn)化電力成本（levelized cost of energy, LCOE）的概念，即所投資項(xiàng)目的全壽命周期成本除以該項(xiàng)投資的累計(jì)輸出電量，建立了儲能系統(tǒng)LCOE計(jì)算模型。文獻(xiàn)[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(jì)性。文獻(xiàn)[10]建立了LCOE模型，提出不同運(yùn)行工況下的儲能容量衰減對儲能電站技術(shù)經(jīng)濟(jì)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(xiàn)[11]建立了電價套利運(yùn)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(jìn)行了分析。文獻(xiàn)[12]建立了儲能投資成本、運(yùn)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(xiàn)[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(dǎo)磁儲能、超級電容器儲能等儲能技術(shù)對不同應(yīng)用功能的適應(yīng)性，建立了考慮投資成本、運(yùn)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(zhǔn)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(jìn)行縱、橫向評估，其中投資成本、運(yùn)維成本、項(xiàng)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(yīng)用效能下抽水蓄能與電化學(xué)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(yīng)用效能一致為基準(zhǔn)，分析不同類型儲能的容量需求，考慮多重技術(shù)經(jīng)濟(jì)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(zhǔn)化電力成本模型，構(gòu)建儲能調(diào)峰運(yùn)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(zhǔn)，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(yùn)時儲能電站可放電電量，電站級儲能應(yīng)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
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(diǎn)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(xué)儲能電站集成方式、項(xiàng)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(jìn)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(xiàng)目信息較少，近3年典型項(xiàng)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 lead-carbon battery energy storage power stations
鋰離子電池儲能電站通過模塊化設(shè)計(jì)、單元式接入，將多個儲能模塊組成標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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，1200 MW/6 h鋰離子電池儲能電站所需的電池集裝箱數(shù)目為1800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，1200 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(xué)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(yīng)用為例進(jìn)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1475.7、1245.3 MW，棄電電量分別為11372、8012.4 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1200 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(xiàn)[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(zhǔn)，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(jì)水平現(xiàn)狀，設(shè)置邊界條件如表3所示[12, 20-25]。
基于等效能折算，不計(jì)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/16581 MW·h、全釩液流電池儲能1440 MW/8641 MW·h；計(jì)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1243 MW/7457 MW·h、鉛炭電池儲能1979 MW/11871 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(zhǔn)化電力成本計(jì)算結(jié)果如表4、表5所示。
由表4可知，上述邊界條件下，以同等應(yīng)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(jì)及項(xiàng)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(zhǔn)化電力成本最低；當(dāng)計(jì)及建設(shè)期時，鋰離子電池的平準(zhǔn)化電力成本低于全釩液流電池；鉛炭電池的平準(zhǔn)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(xiàng)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(yīng)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[100,1500]，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(jìn)行研究，LCC仿真結(jié)果如圖4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
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?yàn)槿珘勖芷谶\(yùn)營成本、儲能電站運(yùn)行&維護(hù)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?yàn)槌浞烹娧h(huán)次數(shù)上升，儲能容量衰減加快，同等應(yīng)用效能下的儲能容量需求增加（圖5所示）。
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(jì)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。
圖6 儲能電站平準(zhǔn)化電力成本
Fig.6 LCOE of energy storage power station
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[1000,1500]次/年時，LCOE相對平穩(wěn)。
抽水蓄能的LCOE最低，鉛炭電池的LCOE最高；計(jì)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(jì)水平下，與其他3種電化學(xué)儲能相比，抽水蓄能在LCC、LCOE等指標(biāo)方面均具有優(yōu)勢。比較分析3種電化學(xué)儲能技術(shù)，鋰離子電池儲能項(xiàng)目建設(shè)周期短，計(jì)及項(xiàng)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(jìn)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(diǎn)所對應(yīng)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。
圖7 儲能電站廣義全壽命周期成本
Fig.7 Generalized LCC of energy storage power station
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。
（3）儲能電站投資成本。
進(jìn)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(diǎn)所對應(yīng)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。
圖8 儲能電站廣義全壽命周期成本
Fig.8 Generalized LCC of energy storage power station
由圖8可知，不計(jì)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(jì)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(jì)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(jì)及建設(shè)期、征地成本時，投資成本變化率達(dá)到10%時，鋰離子電池的LCC、LCOE最低。
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(xué)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(yùn)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(zhǔn)化電力成本模型，得出以下結(jié)論。
（1）調(diào)峰應(yīng)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(xiàng)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(yīng)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(shí)際應(yīng)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(yùn)行特性、市場等多種因素。
