1.3 经济测算与发展展望

1.3.1 长时储能的发展促进政策

4h储能概念在国内的首次提出是在2021年7月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励市场化并网新能源项目按照装机容量15％～20％配建时长4h以上调峰能力。2022年3月4日，新疆自治区发展改革委发布《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，对新建项目和增容改造老旧风场项目均提出按照新建/新增容量25％配置4h储能的要求；3月7日，内蒙古自治区政府发布《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》，要求新建项目配建储能比例不低于装机容量15％，保障性并网项目储能时长在2h以上，市场化并网项目储能时长在4h以上^[10]。

《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，推动多时间尺度新型储能技术试点示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。国家科技部发布在《“十四五”国家重点研发计划》安排了“储能与智能电网技术”重点专项，围绕“中长时间尺度储能技术”（含“超长时间尺度储能技术”）等技术方向强化攻关，连续多年提供研发资金支持，重点项目包括：吉瓦时级锂离子电池储能系统技术、百兆瓦时级钠离子电池储能技术、有机储能电池、大规模先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术等，涵盖基础前沿、共性关键技术。同步，《“十四五”国家重点研发计划》安排了“氢能技术”重点专项，连续多年重点支持“氢能绿色制取与规模转存体系、氢能安全存储与快速输配体系”两大技术方向（含氢能面向电力领域的应用），涵盖基础前沿、共性关键技术。

1.3.2 长时储能竞争力分析和经济测算

这一部分将根据当前时点的情况，统一测算抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池储能、钠离子电池储能、液流电池储能五种技术在长时储能场景下的经济性。

1.LCOE：储能度电角度的成本指标

LCOE（Levelized Cost of Energy）指的是平准化度电成本^[11]。为体现投资的时间价值，采用净现值法计算储能电站的收益。净现值是评估储能项目的净现金流量的指标，它通过将项目的现金流量（包括投资、运营成本和收益等）折现到当前时间，计算出项目的净现值，即未来资金（现金）流入（收入）现值与未来资金（现金）流出（支出）现值的差额。对于储能项目，现金流入为放电电量的电费收入和其他来源收入。令NPV等于0的放电电量电价即为全生命周期储能度电成本。

令NPV=0，得到上网电价，即度电成本。

（1）收入计算方法

第n年的收入=第n年的上网放电电量×上网电价+第n年的其他收入来源

（其中，年上网电量与储能容量、自放电率、循环衰退率、年循环次数和放电深度有关。）

（2）成本测算方法

第0年的成本=初次投资成本

第n年的成本=年维护运营成本+替换成本+充电成本+回收成本（n≥1）

细分成本结构如下：

1）初始投资成本，指储能系统建设时投入的总成本。

2）年维护运营成本，指储能系统每年运行和维护过程中产生的费用，可拆解为容量维护成本、功率维护成本和人工运营成本。

3）替换成本，指由于储能系统组件寿命等因素，需要按照指定的时间间隔进行更换，在替换组件过程中所产生的费用。

4）回收成本，指储能系统在使用寿命终止时项目拆除所产生的费用和设备二次利用带来的收入之差，若拆除成本大于二次利用带来的收入，则回收成本为正值；反之则回收成本为负值。

2.LCOE核心假设：基于当前时点的技术与成本情况

在计算储能技术全生命周期成本之前，本书做出如下假设^[12]：

1）假设储能电站仅依靠调峰获利，每年其他收入为0。

2）假设抽水蓄能和压缩空气储能技术的储能时间为5h，电站的使用寿命分别按50年和30年设计，在生命周期内无需进行设备更换。

3）假设锂离子电池、液流电池和钠离子电池的储能时间为5h，电站的使用寿命均按20年设计，电池的循环寿命分别按8000次、20000次和3500次计算。当电池达到使用寿命时，更换电池部分，其他设备无需更换。根据电化学性质决定，液流电池的循环寿命＞锂离子电池的循环寿命＞钠离子电池的循环寿命。

4）假设抽水蓄能和压缩空气储能的装机功率分别为100MW、60MW，锂离子电池、液流电池和钠离子电池储能的装机功率均为10MW。

5）假设抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池、液流电池和钠离子电池的储能效率分别为76%、60%、88%、75%、80%。

6）假设抽水蓄能和压缩空气储能的放电深度均为100%，锂离子电池、液流电池和钠离子电池的放电深度均为90%。

7）假设抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池、液流电池和钠离子电池自放电率均为0%。

8）假设抽水蓄能和压缩空气储能无循环衰退，锂离子电池、液流电池和钠离子电池的循环衰退率分别为每次0.004%、0.002%、0.004%。

9）假设上述5种储能技术均不考虑回收成本（即使用寿命到期时，残值为0），等效充放电次数均按1天1次循环，年循环330次计算。

10）考虑充电电价为0.288元/（kW·h）。

11）以收益较好的光伏电站的IRR为参考，取折现率为8%。

全生命周期成本计算的核心假设见表1-2。

3.初始投资成本、储能效率与循环寿命是三大核心因素

（1）最便宜的长时储能：抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池储能

在考虑充电成本的情况下，抽水蓄能和压缩空气储能技术最为经济，而锂离子电池储能为现阶段度电成本最低的电化学储能技术，钠离子电池和液流电池度电成本较高。五种储能形式的全生命周期度电成本见表1-3。

（2）压缩空气：效率提升至65%时，经济性有望超过抽水蓄能

随着储能效率的提升，压缩空气储能技术的度电成本将持续下降，有望超过抽水蓄能，成为最经济的大规模储能技术。进行敏感性分析（见表1-4），初始投资成本为1.4元/（kW·h）时，假设储能效率提升至70%、75%和80%，考虑充电电价的度电成本可下降至0.834元/（kW·h）、0.806元/（kW·h）和0.782元/（kW·h）。目前，张家口100MW/400（MW·h）先进压缩空气储能系统的设计效率已达到70.4%，后续可持续观测其运营情况。

（3）锂离子电池：锂价回落后，仍是比较经济的长时储能方案

随着产业化进程的加速和原材料价格的回落，锂离子电池储能初始投资成本有望逐步下降，将提升其储能经济性。进行敏感性分析（见表1-5），储能效率为88％时，假设10MW/50（MW·h）锂离子电池储能系统的初始投资成本降至1.5元/（W·h）、1.2元/（W·h）和1.0元/（W·h）时，考虑充电电价的度电成本为1.081元/（kW·h）、0.966元/（kW·h）和0.890元/（kW·h）。

（4）液流电池：初始投资成本和储能效率是两大制约因素

随着产业化进程的加速，液流电池储能的初始投资成本有望下降，其储能效率逐步上升，将进一步改善液流电池的度电成本。进行敏感性分析（见表1-6），储能效率为75%时，假设10MW/50（MW·h）液流电池储能系统的初始投资成本降至2.5元/（W·h）、2.0元/（W·h）和1.5元/（W·h）时，考虑充电电价的度电成本将下降为1.293元/（kW·h）、1.132元/（kW·h）和0.971元/（kW·h）。

（5）钠离子电池：大幅度降本后，可作为比较经济的长时储能方案

随着产业化进程的加速，钠离子电池储能初始投资成本有望逐步下降，可大幅提升其储能经济性。进行敏感性分析（见表1-7），储能效率为80％时，假设10MW/50（MW·h）钠离子电池储能系统的初始投资成本降至1.6元/（W·h）、1.3元/（W·h）和1.0元/（W·h）时，考虑充电电价的度电成本为1.263元/（kW·h）、1.153元/（kW·h）和1.044元/（kW·h）。当初始投资成本下降至1.3元/（W·h）时，度电成本将低于当前锂离子电池。

4.LCOS：储能系统侧的经济测算指标

上文使用的平准化度电成本（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/生命周期内的发电量现值。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）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。具体而言，平准化储能成本为投资成本、运营维护、充电成本三者之和除以投资期间的总放电量，对于平准化储能成本，它更具体地涉及电力储存，而不是发电本身，不包括与循环效率和其他损失无关的储能充电成本。

在静态条件和类似操作中分析平准化储能成本有助于确定长时储能可以竞争的持续时间。平准化储能成本从技术成本和整体系统的角度，提供了影响储能系统生命周期成本的所有技术和经济因素的价值。平准化储能成本可以成为评估长时储能解决方案在不同持续时间的成本竞争力的第一个有效指标。通过一致的假设和利用率，长时储能可以通过平准化储能成本比较，把持续时间较短的锂离子电池储能系统和持续时间较长的氢能设施进行比较。

与短时的锂离子电池储能系统相比，长时储能系统可在6h以上的持续时间内具有平准化储能成本竞争力，在9h以上具有明显优势。假设每年的利用率保持在45％（模型反映的平均实际存储利用率），到2030年，在需要超过9h持续时间的应用中，长时储能的平准化储能成本将低于锂离子电池储能系统，为80～95美元/（MW·h）。在持续时间少于6h的储能应用中，与锂离子电池储能系统的竞争力更具挑战性，因为锂离子电池储能系统在装机容量的支出成本较低，所以推动了较短时间的低价。由于锂离子电池储能系统和长时储能之间的成本曲线相当，长时储能技术与锂离子的相对成本竞争力在2035年之前不太可能发生显著变化。

在峰值容量应用中，长时储能很可能在连续放电持续时间少于150h的情况下在平准化储能成本方面与氢能设施进行竞争。一些长时储能已经与天然气峰值发电厂的运行情况相匹配。对于类似的用例，长时储能预计将在100h以下持续时间内显示出与氢涡轮机相比的成本竞争优势，如果能够匹配天然气峰值发电厂的运行状况。在该分析中，假设氢能设施的容量因数为15%，对应于与天然气峰值发电厂资产相关的最大利用率。随着假设装机容量利用率的增加，长时储能系统作为天然气峰值发电厂的潜在替代品的作用会降低。

资产利用率和生命周期平均充电成本将是主要的运营盈亏平衡部分。平准化储能成本高度依赖于边界条件（包括特定的市场条件、地理位置和最终应用），将塑造技术的竞争力。结合起来，电价和储能利用率对平准化储能成本的影响最大。例如，30美元/（MW·h）的充电电价和70%的利用率导致70美元/（MW·h）的平准化储能成本。如果长时储能的利用率为45%，并且在8～24h长时储能中的充电电价为15美元/（MW·h），则获得相同的平准化储能成本在24h或更长时间的长时储能中。充放电效率是平准化储能成本计算中的一个影响变量（具有一对一的相关性），因为它影响充电和放电要求；然而，与能源资本支出相比，它对长时储能竞争力和价值的影响是有限的。从平准化储能成本敏感性的角度来看，储能容量资本支出将直接影响系统的设计储能容量及其利用率。其充放电效率的改进通常受到技术限制的影响。

1.3.3 长时储能的发展展望

储能作为“双碳”背景下构建低碳电网的关键组成部分，跨天、跨月乃至跨季节的长时电网储能系统的发展迫在眉睫。目前长时储能技术仍处于百家争鸣的中早期研发示范阶段，孰胜孰劣尚未揭晓。其中，抽水蓄能面临着一定的地理资源约束；锂离子电池储能和全钒液流电池储能面临着一定的矿产资源约束；熔盐储热面临着一定的应用场景制约；电化学储能由于动力电池产业的推动，不受地理环境的制约，暂时处于比较有利的竞争地位。未来电网储能系统的发展需要以模型数据开源、学术产业结合等方式集思广益，在“经济、可靠”两大前提下确定持续优化的电源储能配置方案，形成多能互补的，新能源+储能的电力系统，为实现“双碳”目标提供强有力的支撑^[19]。

1.长时储能的市场空间展望

到2040年，长时储能的潜在市场规模可达到1.5～2.5TW，随着电力系统向碳中和靠拢，长时储能将在提供灵活性方面发挥主导作用。

长时储能可能从2025年开始大规模部署（30～40GW或1TW·h），随着可再生能源渗透率的提高，到2030年部署量将加速增长（150～400GW或5～10TW·h）。到2025年，95%以上的部署将由非大容量电网应用推动，例如孤岛电网、远程电网、不可靠的电网以及企业的可再生能源购电协议。然而，随着2030年后可再生能源渗透率在大容量电力系统中的提升（60%～70%），长时储能的装机容量可能在2040年加速达到1.5～2.5TW。

在未来五年，全球需要大量投资来促进长时储能的大规模部署，并实现低成本的脱碳。据估计，到2025年，全球将需要投资500亿美元来部署数量足够的试点项目和商业化项目。总体而言，到2040年实现部署所需的累计投资预计将在全球范围内达到1.5万亿～3万亿美元。虽然这一金额很惊人，但这个数字只是与全球每2～4年对输配电网络的投资相当。如果成本预测按预期展开，长时储能可能会占产能组合的很大一部分，例如在美国，到2040年长时储能可以存储10%～15%的总发电量。

2.长时储能将为电网创造巨大价值

（1）能源转移、容量提供和输配电优化

预计大容量电力系统的能源转移、容量提供和输配电优化将导致最大比例的部署（2040年为80%～90%）；其他应用也可以在确保电力系统完全脱碳的同时增加显著价值。此外，预计2025年的市场发展将受到偏远/离网或不可靠电网（50GW）行业的供应优化、购电协议（30GW）和孤岛电网优化（15GW）的推动。

（2）为电网偏远或不可靠的行业优化能源

长时储能对于启用现场可再生能源和确保在需要的地方（例如在工厂生产线中）持续供电至关重要，尤其是对于需要清洁、可靠、具有成本效益的电力供应的相关用户，其中包括大型离网用户（如矿山、农业综合企业和军事基地）和电网可靠性较低的工业用户（如经济条件较差的化工厂和钢铁厂）。在这些场景下，长时储能在更短的交货时间和更少的地理限制方面比电网扩展具有优势。

总体而言，到2030年，为相关应用部署的长时储能累计容量可能达到60GW（储能容量为1.5TW·h），到2040年将达到110GW（4TW·h）左右。而长时储能创造的价值（减少化石燃料消耗、增加运营正常运行时间，替换化石燃料发电设施等），到2030年可能达到200亿～300亿美元，到2040年约达到1200亿美元。

（3）孤岛电网优化

长时储能可以支持离网或微电网设施（包括孤岛运行的电力系统）供电的稳定和安全。例如，这些技术可以通过最大限度地减少对柴油发电机和化石能源的依赖，来帮助岛屿和偏远社区实现碳中和。此外，连接到孤岛运行电力系统的社区也可以从长时储能惯性提供和其他服务中受益。

到2030年，构建孤岛电网的长时储能累计装机容量可达15GW（150GW·h）；到2040年，这可能会增加到90～100GW（大约3TW·h）。长时储能的潜在价值来自化石燃料和碳排放的成本节约，到2040年将节省300亿美元。

（4）确定可再生能源购电协议

长时储能允许保护具有特定基本负载要求的电力采购协议。私营公司和公共组织越来越有兴趣使用可再生能源的电力，以此来降低运营成本、降低波动的化石燃料价格和碳排放成本以及实现企业环境目标。而雄心勃勃地承诺减少碳排放的企业通常依赖可再生能源原产地保证（通常集成到电力采购协议中）来获取零排放电力。然而，可再生能源购电协议通常不足以使其电力脱碳；因此，企业经常使用在碳排放市场上购买的碳信用额来抵消剩余的排放量。长时储能使企业能够将其实际可再生能源供电增加到接近100%，同时为电网运营提供弹性。同样，公用事业公司可以使用长时储能向其客户提供此类100%可再生能源购电协议。

到2025年，全球用于固定可再生能源购电协议的长时储能系统累计部署10GW（0.5TW·h），到2040年将增加到40GW（2TW·h），在可再生能源和碳信用方面的成本节约累计价值高达100亿美元。该应用主要被视为近期机会，因为到2030年之后，大容量电网中的可再生能源渗透率将显著增加，以全天候提供可再生能源电力。届时企业为确定可再生能源购电协议支付储能储溢价的意愿可能会下降。为确保近100%的可再生能源的电力供应，这一应用所需的持续放电时间预计将超过24h。

长时储能与短时储能相比，其最大优势就是容量边际成本，长时储能技术需要功率和容量解耦合，其功率和容量可以相对独立扩展，容量部分成本越低则越有利于长时储能发展应用。多种长时储能技术都有不同的研究和发展，但目前还没有一种技术能同时满足长寿命、安全、经济、效率高、大规模储能等多项指标。合理测算长时储能的经济效益，甄选电源储能配置方案就显得非常必要。未来储能支撑下的新型电力系统将是面临跨区域、多种发电类型、市场与计划双轨并行、分布式集中式混合的复杂电力系统，电力规划分析模型中需要考虑更多持续性极端天气，给储能设定合理的经济技术参数，进行持续模拟，并通过与实际运行环境中呈现效果和价值表现的不断比对，实现迭代和优化，才能甄选出最经济可靠的电源储能配置方案^[20]。