基于全寿命周期成本的储能成本分析

傅 旭，李富春，杨 欣，杨攀峰

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075)

0 引言

随着能源和环境问题的日益严重，研究和开发可再生能源已成为全球共同关注的热点[1-4]。大规模储能技术既是解决可再生能源并网利用的关键，也是提高电网运行经济性和安全性的有效途径，将改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，弥补现有电力系统中缺失的“储放”功能，达到优化电力资源配置、提高电能质量、促进可再生能源利用目的。决定储能技术应用和产业发展的因素中，成本是一个最重要的参数[5-6]。近十年来，锂离子电池成本下降迅速，研究人员对储能成本和经济性进行了大量的研究[7-10]。

国际上通常采用度电成本作为储能成本评价指标。文献[11]以抽水蓄能为研究对象，建立了储能度电成本的评价模型，分析了影响储能技术度电成本的敏感性因素。文献[12]在峰谷套利和电网调频应用场景下，研究了采用锂离子电池储能的可行性。文献[13]以储能在用户侧的收益和投资风险为研究对象，建立了用户侧储能的全生命周期成本模型。文献[14-15]对风光储系统中储能装置的应用场景进行了探讨。文献[16-17]基于模型预测控制研究了储能控制策略，在控制过程中均引入电池充电状态等参数。

本文根据当前各类储能成本的价格和技术特性，测算各类储能的投资、年费用、度电成本，比较不同利用小时下各类储能的经济性。

1 储能成本分析

国际电工委员会制定的IEC 60300-3-3标准指出，全寿命周期成本(life cycle cost，LCC)是指在整个系统的寿命周期内，设计、研制、投资、购置、运行、维护、回收等过程中发生的或可能发生的一切直接的、间接的、派生的或非派生的费用的总和。本文借鉴全寿命周期成本理论建立储能成本模型，利用度电成本分析储能经济性。

1.1 投资成本

初始投资成本是指储能系统工程投建初期一次性投入的固定资金，通常用于主要设备的购置等，计算公式为

CIn=CPPESS+CEEESS

(1)

式中：PESS、EESS分别为储能的功率和容量；CP、CE分别储能的功率和容量的单位投资。

等年值系数C(r,n)表示为

(2)

式中：r为基准折现率；n为储能运行的期限(寿命)，年。

考虑资金的时间价值，对储能的投资成本进行修正，则折算到每年的成本费用CIn可修正为：

CIn=C(r,n)(CPPESS+CEEESS)

(3)

1.2 运维成本

运行维护成本是指为保障储能系统在寿命期内正常运行而动态投入的资金，通常包括储能系统的试验、安装、损耗、停运、人力、检修和维修等费用，以年为单位，计算公式为

COM=KOPESS+KMQESS

(4)

式中：KO为储能的单位功率年运行维护成本系数；KM为储能的单位容量年运行维护成本系数；QESS为储能的年发电量。

在上述储能的年运行成本系数和年维护成本系数不易确定时，运行维护费一般按初始投资的一定比例近似估算，即

COM=μCIn

(5)

式中：μ为储能的运行维护费用系数。

综上，储能电站的年成本费用为

CESS=CIn+COM

(6)

1.3 度电成本

根据储能电站的全寿命周期成本，结合储能电站的年发电量，可计算储能电站的度电成本，计算公式为

(7)

式中：cESS为储能电站的度电成本；η为储能电站的转换效率；PESS为储能电站的装机容量；HESS为储能电站的储电年利用小时数。

2 各类储能电站度电成本分析

对几种典型储能电站的度电成本进行测算，比较各类储能设备的经济性，考虑的储能设备包括抽水蓄能电站，压缩空气储能、铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池，其基本参数见表1。

表1 储能电站参数

Table 1 Parameters of energy storage stations

以目前较为成熟的抽蓄电站为基准，储能装机按1 200 MW，储能时长按6 h，计算中电池使用寿命暂按储能放电深度80%情况下，1年循环300次，液流电池循环次数达12 000次以上，计算中按20年计列。

储能电站投资如表2所示，储能电站度电成本测算结果见表3和图1，可以看出：

(1) 按上述参数计算，抽蓄电站的度电成本最低，其次是压缩空气，电池类储能度电成本最高，其中电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池。

(2) 若储能电站的储能利用小时数达到1 000 h，抽蓄电站储能度电成本低于1元/(kW·h)，约0.93元/(kW·h)，压缩空气储能度电成本约1.85元/(kW·h)，锂离子电池储能度电成本约2.04元/(kW·h)；若储能电站的储能利用小时数达到2 000 h，抽蓄电站储能度电成本低于0.5元/(kW·h)，约0.46元/(kW·h)，压缩空气储能度电成本低于1元/(kW·h)，约0.92元/(kW·h)，锂离子电池储能度电成本降低至约1.02元/(kW·h)。

表2 各类储能电站的投资比较

表3 各类储能电站的年发电量和度电成本

图1 储能电站度电成本曲线

对除抽蓄电站外的其他储能型式相关参数进行敏感性分析，若未来压缩空气单位投资降低至与抽蓄电站投资相当，电能转换效率提高至65%；电池类储能的单位投资降低50%，锂离子电池循环寿命达到5 000次，储能电站的度电成本测算结果见表4和图2。可以看出：

(1) 按上述参数计算，抽水蓄能电站和压缩空气的度电成本基本相当，主要原因是压缩空气建设期较短导致年费用较低，电池类储能度电成本最高，其中电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池。

(2) 若储能电站的储能利用小时数达到1 000 h，压缩空气储能度电成本低于1元/(kW·h)，约0.88元/(kW·h)，锂离子电池储能度电成本约0.79元/(kW·h)；若储能电站的储能利用小时数达到2 000 h，压缩空气储能度电成本低于0.5元/(kW·h)，约0.44元/(kW·h)，锂离子电池储能度电成本低于0.5元/(kW·h)，约0.39元/(kW·h)。

需要说明的是，储能应用于不同场景，运用方式也不一样，对于目前应用较多的用户侧储能来说，由于负荷曲线基本固定，储能运行方式明确，每天可以按照基本相同策略运行，利用效率比较高，东部部分地区储能年利用小时数在2 000 h左右，储能度电成本相对较低，再加上峰谷电价差相对较高，储能存在盈利空间；但对于发电侧储能应用与减少新能源弃电场景，由于弃电不是每天都会发生，弃电大小也不一样，所以储能应用于此场景，利率用明显较低，初步测算，西北区域储能应用年利用小时数在1 000 h左右，所以储能度电成本明显较高，储能盈利模式尚需进一步研究。

表4 各类储能电站的年发电量和度电成本(敏感性分析)

3 结论

基于全寿命周期成本理论，计算了各类储能装置的成本和度电成本，研究表明抽水蓄能电站度电成本最低，其次是压缩空气储能，电池类储能度电成本最高，其中电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池。近几年锂离子电池成本下降较快，未来锂离子电池成本进一步下降后，初步测算储能年利用小时数能够达到1 500 h以上，度电成本将低于0.50元/(kW·h)。