储能电站投资成本

　　储能电站投资成本推荐文章1：储能电站建设成本典型案例分析

　　一、案例背景说明

　　基于2024年储能市场价格走势（电芯价格降至0.3-0.4元/Wh，电芯+BMS+PACK后的系统集成价低至0.6元/Wh以下），选取三个具有代表性的储能电站项目进行成本拆解，涵盖集中式储能（独立储能）、新能源配储及工商业储能场景。以下案例数据均来自公开招标文件及行业研究机构告，具体如下：

　　二、典型案例成本测算

　　案例1：汇宁时代江门2.6GWh集中式储能电站

　　项目特点：国内2024年最大单体储能EPC项目，采用314Ah高容量电芯，配套液冷温控与构网型PCS技术。

　　数据：项目EPC招标文件（寻熵研究院统计，2024年）

　　案例2：内蒙古乌兰察布100MWh新能源配储项目

　　项目特点：配套风电基地的共享储能项目，采用280Ah电芯+风冷温控，享受区域容量电价补偿。

　　数据：内蒙古清洁能源产业协会项目告（2024年）

　　案例3：浙江宁波50MWh工商业储能电站

　　项目特点：用户侧峰谷套利项目，采用215kWh一体柜设计，集成钠离子电池试点模块。

　　三、成本结构差异

　　电芯技术：钠离子电池因产业化初期成本高于磷酸铁锂（案例3比案例1高38%），但可能享受浙江地方技术补贴，间接降低非设备类支出；

　　土建与安装：案例3为工商业储能项目，可直接利用厂房屋顶等现有场地，无需大规模土地平整或新建专用建筑。另外工商业储能普遍采用全预装交付模式，电池、PCS、BMS等设备在工厂预集成，现场仅需简单组装和调试，大幅压缩人工和工期成本。

　　电网接入：集中式项目和配储项目因需配套升压站及高压（110kV）配电网，电网接入成本占比达14%-17%（案例1、2）；工商业项目仅8%（案例3），只需接入低压（10kV）配电网且无需配套升压站，减少复杂审批流程和高昂设备投资。

　　数据：寻熵研究院、CNESA等权威机构公开数据。

　　储能电站投资成本推荐文章2：2021年储能系统成本降至1.5元/Wh，风光储平价时代即将到来

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　　北极星储能网获悉，11月5日，阳光电源高级副总裁赵为在2020年中国太阳级硅及光伏发电研讨会上表示：按照20%容量、1h配置储能计算，光伏度电成本将大约增加7分钱/度电；储能系统成本预计2021年可能降至1.5元/Wh以下，光储、风储也将随之实现平价。

　　文 | 北极星储能网

　　长期以来，我国电源结构单一，调峰技术普及度不高，电网灵活性不足制约了风光等新能源发展。与此同时，电力占据能源结构比重越来越大，未来若将所有的车辆转换成电动汽车，将可能增加15%的电力消费需求，大约1万亿度/年以上。再加上5G基站的建设，总功耗将是4G基站的6-10倍，需要至少新增电力负荷20+GW。

　　在种种电力能源发展形势下，新能源和储能融合发展将逐渐成为大趋势。2019年开始光伏已经实现了平价上网，光伏、风电LCOE已低于煤电，现在主要探讨光储、风储是否能在明年实现平价，主要影响因素就在于储能的价格。

　　储能技术应用正越来越受到业内关注。在AGC二次调频方面，电化学储能比传统能源在响应速率、准确性等方面都更具优势。美国西北太平洋实验室PNNL研究表明：储能系统调节效果是水电的1.7倍，是天然气的2.7倍，超过燃煤机组的20倍以上。

　　同时光储充一体化正在形成趋势，分布式光伏、储能、电动汽车充电桩结合形成的光储充电站，再同时应用需求侧响应等调控手段，可实现多能源协同优化，可以走向工业园区、公共建筑、居住小区等多种场景。而未来，充电设备还会具备V2G功能参与电网的容量调节和支撑。

　　此外，虚拟电厂作为互联网+源网荷储售服一体化的智慧能源管理系统，是对多种分布式能源进行聚合、优化控制和管理，可以为电网提供调频、调峰等辅助服务，并能够参与电力市场交易，未来也将会成为智慧能源应用的一种重要形式。

　　氢能被很多人看作终极能源，越来越受到关注。可再生能源制氢是未来清洁能源的重要方向之一，现在只是刚刚开始。随着可再生能源发电成本下降，未来可再生能源电解制氢成本可能极低，将来可在偏远地区发展大规模可再生能源制氢产业项目，以满足工业和交通运输等各种领域的氢能需求。

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　　储能电站投资成本推荐文章3：实探国内最大用户侧储能电站：建设总成本2亿元的光储一体化项目是如何运作的？

　　经济观察 记者 郑晨烨 东莞道 3月份的东莞，正值南方常见的回潮天，薄雾笼罩下的天空难见阳光。

　　在这样容易让人郁闷的天气下，高杰却显得十分高兴：“二十三四度的温度，百分之八十多的湿度，除了湿度略高，南方的阴天是最合适锂电池工作的环境，对储能电站来说算是好天气。”

　　作为一名储能电站的运维工程师，高杰目前在蓝思科技（东莞）光储项目（以下简称：“蓝思光储”）工作，该项目是目前国内单体容量最大的用户侧磷酸铁锂电化学储能项目，其中储能建站规模达105 .8MWh、配备光伏建站规模达5.9MWp（兆瓦功率）。

　　“我们的储能电站帮助蓝思科技实现用电‘削峰填谷’，每年可转移高峰负荷约3650万度电；屋顶光伏年发电量约540万度电，年节约标准煤约1800吨，减排二氧化碳4802吨，二者结合，每年可帮助企业节省用能成本七八百万元。”向记者介绍这些数字的时候，高杰有些自豪。

　　那么，什么是储能？为什么要储能？储能的商业模式又究竟如何呢？3月28日，经济观察记者来到蓝思科技（东莞）光储项目内进行实探，从建设背景到运营模式，试图全方位了解了当下储能项目建设的产业意义。

　　实探储能

　　“看到里面堆起来一排排集装箱，刚开始我还以为是公司划了一个物流区域，后来领导跟我说里面是电池，给工厂供电用的。”3月28日，在蓝思光储的项目地外，一位路过的蓝思员工跟记者交流时表示。

　　之所以会造成这样的误会，原因在于蓝思光储“奇特”的项目外观。毕竟在将近3500平方米的面积上，一排排鳞次栉比坐落的白色集装箱，远望去确实就像正在忙碌吊卸的陆运港口。但走进了看，在这些集装箱之下，是墩厚的黑色钢结构框架，这些筋钢骨梁稳稳地将每一个集装箱支撑在离地4米高的平面当中，而箱体下方则被用作蓝思科技（300433.SZ）厂区的停车场。

　　这些白色集装箱箱顶之上，安装着光伏组件，箱体外，预制着通风管道及各类电气设备的接口。“中国南方电网”的企业LOGO在侧壁上格外显眼。

　　“这些集装箱就是我们的储能系统，你可以看到每一排集装箱其实是两两配对的，每一对设备我们称为一单元，其中一个箱内装的是电池系统，叫电池舱，与之对应的叫电气舱，里面集成了变压器、变流器、高压柜等等电气设备，现在储能系统的集成度很高，所有的设备基本就一个柜子，1：1配备，保证安全。”站在一个电池舱外时，高杰向记者介绍。

　　储能电池舱

　　随后，他简要地向记者讲解了储能电站的运行过程：充电的时候，来自蓝思科技厂区的电会先通过变压器降压，随后再通过变流器转换成直流，充入电池舱中，放电时则相反，电池舱中的电会通过电气舱中的设备，经变流、升压等步骤后，为厂区内生产设备供电。

　　“这一个单元的储能设备由我司集成提供，整体容量27MWh，光这一个单元就能够满足园区内13.25MW的生产用电两小时，当所有单元的储能设备连在一起，就构成了这个105 .8MWh的巨型‘充电宝’。”科华数据（002335.SZ）子公司科华数能技术中心总经理曾春保指着其中一套箱式储能设备向记者表示。

　　他告诉记者，该项目中的每一单元储能模块，都配置1套能量管理系统（EMS），其中包含4G网关模块，用于无线信息传输。并且在储能升压一体机集装箱和电池系统集装箱顶部安装光伏导轨，用于安装光伏组件，并且在一体机低压配电柜汇中预留光伏接入开关，光伏发电就近并网。

　　值得注意的是，蓝思光储属于一个典型的光储一体化项目，即建设用储能电站的同时，还配套有光伏电站。

　　光储一体项目

　　不过，高杰强调，蓝思光储所配套的光伏电站，并不是指记者在储能集装箱顶看到的光伏设备。

　　“集装箱上面的光伏是用来给储能电站配套设备（照明、空调、风机等）供电的，相当于是储能系统的一部分，除了供能之外，箱顶上的光伏板也能把夏天的太阳遮住，降低箱体温度，为箱内电池、电气设备提供一个良好的工作环境。”高杰说。

　　他告诉记者，蓝思光储中的配套光伏电站，实际上是指安装在一旁的蓝思科技厂区内的屋顶光伏。

　　据南方电网产业投资集团技术专家黄邵远向记者介绍，蓝思科技厂区的屋顶光伏建设面积约为36420平方米，估算年发电量达540万度。

　　“蓝思光储的屋顶光伏和储能电站是互相独立的，屋顶光伏发的电会直接用于厂区生产，储能电站的能量于厂区直供。”黄邵远说。

　　“对光伏来说，直接消纳永远是效率最高的，把光伏的电专门充到储能里去，没必要造成这一次损耗，而且电价都是一样的，比如10点光伏开始发电充到储能里去，也是那么多钱，直接用掉也是那么多钱。”在记者提出为何蓝思项目中的光储互相独立的问题后，黄邵远如是回答。

　　在他看来，光储一体化本身是一道伪命题，储能设施的建设本身并不依附于新能源设施，二者是联合还是独立，主要取决于具体的需求场景及效益效率。

　　“比如光伏出力高峰期的时候，上网不赚钱，那就可以先把电存起来，又或者为了保证电网安全和问题，在电网侧和发电侧强制配储，把多余的电存起来，所有核心的逻辑都是围绕着需求、政策和效益出发。”黄邵远说。

　　是否安全

　　从锂电池大规模产业化伊始，安全性便成了与之相伴的焦点话题，由于锂电池的电极材料以及电解质均较为易燃，当内部反应积聚的热量不能及时散失时，热失控现象的出现便容易引发电池安全事故。

　　在2022年10月13日，经济观察就曾道过一起户外便携电源的爆燃事故，彼时事件的当事人所使用的便携电源储能容量仅为2度电，但仍旧发生了爆燃事故，一旁的当事人双亲躲闪不及被卷入火舌，事后被诊断为三度烧伤。

　　而像蓝思光储这般，储存着近十万度电量的巨型电源，如何保障电站整体的运行安全，就成为项目建设时首先要考虑的问题。

　　在高杰的带领下，记者进入到了其中一套储能单元的电池舱内部，令人意外的是，在踏入电池舱中的一瞬间，记者并未感觉到想象中会出现的闷热、嘈杂。高杰告诉记者，电池舱内部安装有两台空调以及风机，能够长时间保障储能电池在24度恒温、75%恒湿的环境中工作。

　　蓝思光储储能单元

　　记者观察到，在电池舱中央通道的两侧，密密麻麻叠放着锂电池包，而在接近电池舱的入口处，摆放着一台笔记本式的中控设备，在这台设备的大屏幕上，映射着包含临近的三个电池舱在内的所有电池包信息，其中包括电量、电压、功率状态、温度等等细节。

　　电池舱内部

　　高杰告诉记者，蓝思光储所用到的储能电池，均为磷酸铁锂材料，这种材料化学性质稳定，比三元锂更耐高温，因此安全性也会更好。

　　“电池包里面有专门的管理系统，里面每一个电芯的情况，我都可以在后台看到，如果说哪一块电芯出现温度过高、电压过高、电流异常等等异常情况，我们都能在终端上收到告警信息马上过来处理。”高杰说。

　　终端控制系统

　　作为蓝思光储项目中的设备厂家，科华数能技术中心总经理曾春保告诉记者，目前的集装箱式储能电池系统配有簇级控制器实现电池簇（包含9个电池包）单元主动均衡、智能投切、快速响应和双重保护。

　　“储能单元里都有BMS（电池管理系统）及EMS（能量管理系统），它们将电池信息收集上传，对电池工作状态进行分析。当发现电池工作状态异常，或由水浸检测系统，消防系统监测到电池工作环境异常时，会主动对电池系统进行保护，并与变流器通讯，及时停止充放电动作，以保证系统安全。我们的保护分为三级：一级告警，二级可恢复保护，三级不可恢复保护（需人工排查现场后手动恢复）。”曾春保向记者如是介绍。

　　随后，记者又提及若传感器失灵，某一电池包直接发生爆燃，运维人员却无法从监控终端处获得告警信息，电站是否还有其他防范措施时，黄邵远将手指向电池舱内的天花板，提示记者注意看天花板上的消防喷头。

　　“每一个储能系统都配置了全氟己酮气体消防、七氟丙烷气体消防、水喷淋消防三级消防系统，如果真有电池发生热失控我们又没监控到，系统内的消防设备会直接工作，将电池系统热失控控制在最小范围内。”黄邵远说。

　　他进一步补充说：“如果真有万一，我们刚刚说的实时监控、快速响应、远程断电、三级消防等等措施全部都失去了作用，在电站下方还有微型消防站，作为最后一道保险。”

　　记者注意到，在蓝思光储项目上，一共有三名全职的南方电网运维专家，储能电站处建有专门的监控中心，便于工程师能够随时响应电站运维需求。

　　在监控中心的中控大屏上，高杰还专门向记者展示了蓝思光储项目的实时告警信息，其中包括告警原因、对象、内容、等级、时间、位置等详细细节。就在记者探访监控中心时，系统内恰巧就上了三条轻度告警信息，分别由电源故障、通信异常及继电器开路故障所导致。

　　“这类轻度告警大多是系统误，其实没有什么问题，但我们肯定要去看一眼的。”高杰一边向记者解释，一边前往告警信息所提及位置进行检查。

　　曾春保告诉记者，目前已经有采用液冷的箱式储能电池系统，相比于传统风冷式电池集装箱，其能量密度更高，20尺标准集装箱容量可达3.44MWh；统间温差可控制在5℃以内，PACK间温差可控制在3℃以内。

　　“以新能源为主体的新型电力系统将引导碳中和目标实现，储能将成为高渗透率、灵活智能、安全高效新型电力系统的重要支撑。面对快速增长的市场需求，储能解决方案提供商更应该稳健谨慎，严守安全底线。”曾春保说。

　　效益如何

　　3月28日，记者在蓝思光储项目实地探访的当天，一支来自清华大学的科研团队也在项目现场交流学习。黄邵远告诉记者，自去年9月20日蓝思光储落户以来，该项目的标杆性意义就持续吸引着来自全国各地的学界、业界及投资界专家前来考察。

　　“蓝思光储是南方电网产业投资集团投资的首批用户侧储能项目，建设总成本有两个亿，储能总容量为105MWh，平均每天移峰填谷约10万度电，是目前全国单体容量最大的用户侧磷酸铁锂电化学储能项目。配套建设总容量5.9 MWp的光伏，平均每天发电约1.6万度，也是南方电网目前最大的光储一体化用户项目。”黄邵远介绍说。

　　记者了解到，从应用场景上来看，目前国内的储能项目大抵可分为三类：用户侧、电网侧、发电侧，其中发电侧配储，指的是与光伏电站、风力电站、水电站等能源供给端口配套储能。其核心目的是解决因新能源出力不稳定造成的消纳问题。

　　“发电侧配储本质上是为了解决消纳问题，简单来说，比如光伏出力高峰期，但电网不需要那么多电，那就先存起来，既不浪费能源，也影响电网运行，尤其是一些大型集中电站，配储可以有效改善弃光、弃风问题。”国内一位新能源行业观察人士张鹏告诉记者。

　　“发电侧配储对于电站业主来说，变相抬高了成本，那人家肯定不干啊，当然现在有政策强制推行，那发电侧觉得你让我强制配储本质上是电网自己转移责任啊，所以电网侧也搞储能，用于调峰、调频，保障电网稳定，缓解电网阻塞，实现供需平衡，抽水蓄能也是一种常见形式。”张鹏进一步解释。

　　而像蓝思光储这样的项目就属于典型的工商业用户侧储能，“用户侧储能都是自发自用，储能电站的电是不上网的，主要运营方式是峰谷价差套利，帮助企业降低用能成本的同时，提升供电稳定性。”高杰表示。

　　曾春保则告诉记者，工商业用户侧储能模式的出现，主要源于工商业目录电价的取消，目录电价原为销售电价，是直接面向用户，由政府制定标准的“到户价”，在目录电价取消后，工商电价开始随供需关系波动，电价高峰与谷底价差逐渐拉大，加之近来偶发的“拉闸限电”事件，为降低企业用电成本，以及保障工厂重要负荷供电，工商业侧储能市场需求开始增加。

　　他认为，随着我国目前光伏、风电等新能源发电系统装机容量日益增加，配套储能系统可以减少弃风、弃光，提高经济效益，减少新能源发电对电网带来的冲击，提高电网稳定性与计划性，能够改善电能质量，辅助新能源并网；其次，在电网侧配置大容量独立/共享储能电站，可快速响应电网调度，完成调峰调频服务，保障电网运行的稳定可靠；最后，用户侧配置储能可以实现削峰填谷、配电扩容、平滑负荷以及应急保电等功能，在减轻电网高峰用电压力的同时，降低用电成本，并且可以在限/停电时期保障重要负载用电。

　　“目前广东省工商业电价峰谷价差较大，在夏季尖峰与低谷时段电价差在1元以上，因此广东当地厂区等工商业电价用户，在适量配置用户侧储能系统后，可减少用电费用，同时用户侧储能系统还可实现应急保电、需求侧响应收益（配合电网调峰调频）等功能。”曾春保说。

　　高杰向记者展示了储能电站的功率运行曲线，记者看到，在电价低谷时段（晚上），来自蓝思科技厂区的电开始为储能系统充电，两小时左右便可充满，而到了白天电价尖峰（通常在夏季）与高峰时段开始放电，在电价平峰时则待机运行，厂区直接从电网取电，提高储能电站的运行效率。

　　曾春保表示，通过电价的峰谷价差与需求侧响应较高的电价，当电网急需用电时，还能将存储的电能以更高的电价“销售”给电网，在确保成本回收的前提下实现收益最大化。

　　“在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。此外，适用两部制电价（又称大工业电价，将电价分为流动、基本两部分计算）的工业企业，可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低尖峰功率及申的最大需求量，达到降低容量电费的目的。”曾春保如是向记者描述工商业用户侧储能的商业模式。

　　随后，记者还向黄邵远询问了国内家庭户用配储的情况，但在他看来，国内户用配储目前暂无经济性可言。

　　“家里用电都是一个价，一个价充进来，一个价放出去，何必折腾增加多一道损耗，而且国内用电稳定，户用配储防止停电也没有意义。”黄邵远说。

　　曾春保亦表示，户用配储当下多聚焦于海外市场，因海外高昂的电价以及较差的供电稳定性，从而拉动户用光伏装机需求。

　　“考虑到光伏在白天发电，而用户一般在夜间负荷较高，通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，同时降低用电成本。通信基站、数据中心等领域需要配置储能，用于备用电源。当发生停电故障时，储能能够供应储备的电能，避免了故障修复过程中的电能中断。”曾春保解释说。

　　记者在蓝思光储的监控中心大屏上，看到了页面显示该储能电站当月的累计套利收益已达54.38万元，年累计收益为134.5万元，但黄邵远却告诉记者，该数值因系统区间统计问题，暂不准确。

　　“这么少我们连本都收不回来了，蓝思光储我们预计7—8年左右能收回前期投建成本，设计运行寿命是15年，往后就是纯盈利。”黄邵远说。

　　当黄邵远介绍到此处时，记者突然产生一个疑惑：在蓝思光储这个项目中，南方电网产业投资集团出钱、出力建设电站，帮助蓝思科技建好了一个既能套利产生收益，又能降低用能成本的大号“充电宝”，还无需蓝思操心后续运维，而其只需要提供一块场地即可，难么，在这个过程中，该项目对南方电网又有哪些价值呢？

　　对此，黄邵远向记者解释说：“我们是南网的企业，挣的是电价差，可以说是我们把电网里用不完的电，也就是谷底电给利用起来，因为谷底电本来再便宜也没人用，那现在通过储能，就不至于产生浪费，同时也能提升整个电网的运行效率。”

　　由此，他也向记者提及了当前大型用户侧工商业储能电站建设所面临的难题：“首先是地难找，你不要觉得蓝思好像给块地没什么，这块地他们当初愿意给还是因为这里本来是停车场，我们拿钢结构支起来，不耽误他们继续当停车场用，但是这种大面积的场地不好找，在广州或者深圳的市区，不可能搞一块地皮建这个；其次，项目方还需要有足够的耗电量，像蓝思这种大工业用电就比较合适，而小工厂因为用能太少，加上损耗可能建一个电站还亏钱。”

　　曾春保亦表示，当前针对大容量工商业储能电站，主要的难点在于建设场地与并网接入两个方面：首先，储能电站需要独立的建设场地，储能电站设备间以及与厂区的建筑之间都要保证足够的安全与维护距离，很多厂区建设用地有限，因此在前期设计储能电站容量的时候，一定要充分考虑储能电站的位置以及所需要的占地面积；其次，大容量工商业侧储能电站的接入以10kV为主，因此要计算厂区内10kV（千伏）变压器在满足负载用电的基础上，是否有足够的接入容量满足储能系统的接入需求，同时还要确认配电房是否具备接入位置，考虑对配电房进行接入改造的费用等问题。

　　在蓝思光储项目采访的最后，记者向黄邵远提及了一个问题：“如果随着储能电站的不断建设，未来有一天峰谷价差消失了怎么办？”

　　对此，黄邵远坦言，目前该行业确实存在这一风险，但他同时又话锋一转表示，“是风险也可能是一个机会，现在都在说疫后复苏，随着经济的不断发展，说不定以后价差不但不会缩小，反而有扩大的可能。”

　　离开蓝思光储项目时，黄邵远指着项目地外的白色围栏突然说：“这个项目还是要多宣传，我一直建议公司在这排围栏上都贴上项目的宣传海，让大家来来往往都能知道里面是什么。”

　　储能电站投资成本推荐文章4：2019年全球储能系统成本调研

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　　根据BNEF最新完成的全球储能系统成本调研，2019年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为300-446美元/kWh。成本范围之大也凸显了储能项目在设计和安装过程的复杂性和多样性。

　　本研究告将探讨影响储能系统成本的逐年变化趋势及其关键影响因素，并对2030年储能系统成本进行预测。

　　储能系统成本逐年下降，背后有一系列驱动因素，最关键的有以下几个：技术进步、生产规模扩大、制造商之间的竞争加剧、产品的一体化程度提高，以及行业整体专业知识水平提高。

　　储能项目成本差异较大，主要受功率能量比、项目规模、项目复杂程度、冗余度及当地法规的影响。放电时间为4小时的储能系统平均成本为370美元/kWh ，而放电时间为0.5小时的储能系统平均成本为633美元/kWh 。

　　在本年度调研中，我们首次对约30家电池和逆变器供应商的产品的可融资性进行了市场调研。在电池制造商中，LG化学，松下和三星SDI的可融资性受到所有受访者的一致认可。

　　更多的储能设备需求方正在与中国电池制造商建立联系。采用磷酸铁锂(LFP)电池的储能项目成本比采用镍锰钴电池的项目平均低16%，磷酸铁锂电池技术路线主要由中国制造商供应。

　　BNEF对2019年户用储能系统成本的最新调研数据为721美元/kWh ，高于先前的670美元/kWh，主要是因为我们将安装成本的估算值从约1,000美元提高到了2,500美元。美国的户用储能系统安装成本甚至会高于硬件总成本。

　　安全法规日趋严格、中美贸易争端加剧等因素，都将成为储能成本进一步降低的挑战因素。

　　一组数据

　　331美元/千瓦时

　　2019年， 4小时电站级储能系统的总成本基准

　　721美元/千瓦时

　　2019年，户用储能系统的总成本基准

　　95

　　2019年全球储能系统成本调研纳入分析的样本数量

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　　储能电站投资成本推荐文章5：各类储能技术电站成本分析（含抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气）

　　内容: 能源电力说

　　正文开始

　　在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场，风光强制配储政策推动储能需求指数增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能、锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能技术也进入了发展快车道。

　　本文对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池、铅炭电池六种储能的发展现状、系统成本、应用前景做了评估。

　　CCTC?3060

　　一、多种储能路线进入发展快车道

　　按照时长要求的不同，储能的应用场景大致可以分为容量型(≥4h)、能量型(约1～2h)、功率型(≤30min)和备用型(≥15min)四类。

　　容量型储能场景包括削峰填谷或离网储能等，长时储能技术种类较多，包括抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢以及各类容量型储能电池(例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等)。

　　按应场景划分的储能类型

　　2017-2020年，电网响应能源局、发改委降低弃风弃光率的决策，充分利用电力体系的灵活性资源消纳新能源，使得弃风弃光率下降到2%。同时电网压力凸显，部分省份开始要求电源侧配置储能。2021年，多个储能行业的重磅文件公布，储能等迎来历史性发展机遇。

　　2021年储能重磅政策

　　2021 年各省风光配储政策

　　从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景，除此之外的应用还包括辅助服务、分布式发电与微网等。

　　储能技术在电力行业应用范围

　　从技术原理上讲，储能技术主要分为物理储能、电化学储能和电气储能、热储能和化学储能这几大类。

　　储能技术路径分类

　　各类储能技术中，抽水蓄能是应用最为成熟;储热技术也已处于规模化应用阶段，目前我国火电灵活性改造大部分采取储热技术;锂离子电池储能开始近两年得到了飞速应用;压缩空气以及液流电池也迎来了商业化应用。

　　各种储能技术优缺点对比

　　CCTC?3060

　　二、六类储能技术分析

　　1、抽水蓄能

　　抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。由于抽水蓄能电站运行模式是将能量在电能和水的势能之间转换，其储能容量主要取决于上下水库的高度差和水库容量，由于水的蒸发渗漏现象导致的损失几乎可以忽略不计，抽水蓄能的储能周期得以无限延长，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70%-80%。与此同时，建设完成后的抽蓄电站坝体可使用100年左右，电机设备等预计使用年限在40-60年左右。

　　2021年我国各储能技术装机占比

　　成本测算：当前最为经济的储能方式

　　为探究抽水蓄能电站经济性，我们对抽水蓄能电站储能度电成本进行了测算。

　　抽水蓄能LCOS测算核心假设

　　考虑抽水蓄能电站初始投资成本与项目选址密切相关，后期新建项目选址经济性下降，初始投资成本可能将会上升，另外电站实际循环次数假定在300-500次之间。我们预计不考虑充电成本的前提下，常规抽水蓄能电站LOCE范围为0.23- 0.34元/kWh。

　　抽水蓄能LCOS敏感性分析

　　“十四五”以来，我国加快部署抽水蓄能项目开发建设。《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》规定：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上(按照6元/W测算，投资须达1800亿左右);到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。(按照6元/W测算，投资须达5400亿左右);另外，2021年8月份公布的规划储能项目名单共551个项目，总计6.79亿千瓦。

　　我国抽水蓄能装机及规划情况(万千瓦)

　　政策驱动下，全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。2022年1月以来，已经有20个省份公布了2022年省级重点建设项目名单。根据国际能源网统计，截至目前我国各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机已达104.3GW，累计投资超6000亿。

　　各省抽水蓄能装机及投资

　　2、锂离子电池储能

　　2021年我国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%，是目前技术比较成熟，发展势头最为迅猛的储能方式。

　　锂离子储能产业链由上游设备商，中游集成商和下游终端用户组成。其中设备包括电池、EMS(能量管理系统)、BMS(电池管理系统)、PCS(变流器);集成商包括储能系统集成和EPC;终端用户则由发电侧、电网侧、用户侧以及通信/数据中心组成。

　　电化学储能上下游示意图

　　储能电池是电化学储能系统核心部分。目前市场上的主流电池根据技术路线不同，大致可分为锂离子电池、铅碳电池、液流电池和钠离子电池。不同技术路线的电池响应速度、放电效率都不尽相同，也有各自的适用范围和优缺点。

　　不同技术路线电池对比

　　根据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，其中电力储能电池出货量29GWh，同比增长339%；而根据全球研究机构EVTank与伊维经济研究院共2021年全球储能电池出货量66.3GWh，同比增长132.6%，电力系统储能是主要增量贡献。

　　2017-2021 年我国储能电池出货量及增速

　　磷酸铁锂电池储能成本分析

　　根据正极材料的不同，现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类。磷酸铁锂电池能量密度比三元材料低，同样成本也较低。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受青睐。

　　电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%，是储能系统后续降本的重要渠道。2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。而根据彭博新能源财经（BNEF）测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/kWh（折合人民币约1.66元/Wh），预计2025年将降至203美元/kWh（折合人民币约1.29元/Wh）。2021年以来大量EPC中标价格1.3-1.7元/kWh之间。

　　2021 年部分磷酸铁锂电池储能电站 EPC 招标情况

　　3、压缩空气储能

　　国内压缩空气储能技术不断进步，压缩空气储能（CAES）、先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）、液态压缩空气（LAES）等都有研究覆盖，500kW容量等级、1.5MW容量等级及10MW容量等级的压缩空气储能示范工程均已建成。

　　压缩空气技术发展历程

　　国际上1978年建成德国汉特福海与1991年建成的美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站为商业化电站。国内陆续进行了压缩空气、超临界压缩空气、液态压缩空气储能项目的研发与建设。其中张家口国际首套100MW先进压缩空气储能示范项目于2021年底顺利并网，整体研发进程及系统性能均处于国际领先水平。

　　海内外部分压缩空气项目情况

　　2022 年立项的大型空气压缩储能项目

　　压缩空气储能成本分析

　　系统效率的提升以及成本的下降，是压缩空气储能商业化发展的基础。目前从已建成和在建的项目来看，兆瓦级的系统效率可达52.1%，10兆瓦的系统效率可达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。系统规模增加后，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达30%左右。

　　压缩空气储能系统 LCOS 测算核心假设

　　初始投资和利用小时数的变化对度电成本的影响巨大，而随着技术进步，初始投资仍有下降空间；利用小时数主要看电站在实际运营中的利用率，每天充放次数越高，成本越低。在100MW/400MWh的系统中，初始投资5-6元/W、年循环次数达到450-600次的情况下，度电成本区间为0.252-0.413元/kWh。

　　压缩空气 LCOS 敏感性分析

　　综合看来，压缩空气储能在能效得到提升后，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充。

　　各种类型储能特点

　　4、钠离子储能

　　钠离子电池性能优异，被寄予厚望。决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等，而根据钠离子电池最新研究进展，它在这些方面都表现出了良好的性能。在规模化应用后成本有望低于铁锂电池，可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用，有望与锂离子电池形成互补和有效替代。

　　铅酸电池、锂离子电池和钠离子电池性能对比

　　相关研究表明，综合正极材料、负极材料和集流体几个方面，钠离子电池材料成本约370元/kWh，而且随着产业链成熟，材料成本有望进一步下探，结合结构件、电气件成本，初始容量投资有望控制在500-700元/kWh；性能方面，随着研发持续投入和技术迭代，电池循环寿命有望突破8000次以上。

　　钠离子电池的材料成本优势明显

　　2010年以来，钠离子电池受到了国内外学术界和产业界的广泛关注，其相关研究更是迎来了爆发式增长，国内外已有多家企业正在积极进行钠离子电池产业化的相关布局，包括英国FARADION公司、美国NatronEnergy公司、法国Tiamat、日本岸田化学、丰田、松下、三菱化学，以及我国的中科海钠、宁德时代、钠创新能源等公司。目前国内在钠离子电池产品研发制造、标准制定以及市场应用推广等方面的工作正在全面展开，钠离子电池即将进入商业化应用阶段，相关工作已经走在世界前列。

　　钠离子成本分析

　　钠离子电池储能系统LCOS测算核心假设

　　考虑到商业化后，电池成本以及性能都将会较大改善。假设初始投资成本为0.9-1.2元/Wh，寿命为10年，循环寿命2000-6000次区间，对钠离子电池做敏感性分析。如果成本在1.1元/Wh以下，循环寿命在3000次以上，度电成本将在0.270-0.662元之间，优于铁锂电池。

　　钠离子电池 LCOS 敏感性分析（元/kWh）

　　5、全钒液流电池储能

　　钒电池电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中，通过外接泵把电解液压入电池堆体内，在机械动力作用下，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动，采用质子交换膜作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应，通过双电极板收集和传导电流，从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能。这个可逆的反应过程使钒电池顺利完成充电、放电和再充电。

　　全钒液流电池原理

　　液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点，寿命达到15-20年，同其他储能技术比较，与风电场硬件具备最高的匹配度，特别适合用于风电厂储能，满足其频繁充放电、大容量、长时间储能需求。当然，全钒液流电池能量密度低，体积、质量远大于其他电池，需要5-40°的温度环境。

　　全钒液流储能技术优势

　　2010年以来，我国兆瓦级全钒液流电池示范项目开始陆续开展，2019年以来我国液流电池储能示范项目正加快建设，2022年2月，“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目100MW/400MWh级全钒液流电池储能电站完成主体工程建设，并进入单体模块调试阶段，预计六月完成并网调试，是全球最大钒液流储能项目。

　　我国近年来规划或建设的钒液流储能项目

　　目前成本问题仍是钒电池大规模商业应用面临的最大挑战。由于尚未规模化商用，且受制于设备、产能以及高额的前期投入，参考大唐10MW/40MWh全钒液流电池储能系统设备招标以及大连液流电池储能调峰电站国家示范项目等投资情况，预计目前钒电池初始成本约为锂电池的3倍上下。

　　全钒液流电池储能系统LCOS测算核心假设

　　初始投资和利用小时数的变化对度电成本的影响巨大，而随着技术进步，初始投资仍有下降空间；利用小时数主要看电站在实际运营中的利用率，每天充放次数越高，成本越低。在100MW/400MWh的系统中，初始投资11-13元/W、年循环次数达到600次以上时，储能度电成本区间为0.44-0.69元/kWh。

　　全钒液流电池LCOS敏感性分析（元/kWh）

　　6、铅炭电池储能

　　铅碳电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术。普通铅酸电池的正极活性材料是氧化铅(PbO2)，负极活性材料是铅(Pb)，若把负极活性材料Pb全部换成活性炭，则普通铅酸电池变成混合电容器；若把活性炭混合到负极活性材料Pb中，则普通铅酸电池变成铅炭电池。

　　铅炭电池结构图

　　铅炭储能进展情况

　　美国的国际动力公司(Axion)在2006年便已经建立铅炭电池生产线，2009年便开始批量销售铅炭电池。我国铅酸电池大厂纷纷进行过铅炭电池的研发与生产，例如圣阳股份与日本古河于2014年签订合作协议，授权圣阳股份在中国工厂进行铅炭电池的本地化生产；南都电源开发有临安2MWh、浙江鹿西岛4MWh微网储能、珠海万山海岛6MWh等储能项目段；2018年超威集团“电力储能用铅炭电池2V1000”项目获得浙江省科学技术进步二等奖；天能动力表示其高性能铅炭电池是自主研发的具有国际领先技术水平的新型电池，于2020年12月荣获国务院批准设立的我国工业领域最高奖项——中国工业大奖项目奖。

　　铅炭电池成本分析

　　铅炭电池储能系统 LCOS 测算核心假设

　　对铅炭电池敏感性分析发现，在年循环次数达到500次以上时，初始投资成本为0.8-1元/W，铅炭电池储能度电成本区间为0.52-0.747元/kWh。

　　铅炭电池 LCOS 敏感性分析（元/kWh）

　　通过测算比较，发现虽然铅炭电池初始投资成本较低，但是由于其放电深度低于其他储能形式，度电成本优势并不明显。另外如果考虑实际使用中能量损耗成本，铅炭电池因能效相对铁锂电池较低，经济性会处于一定劣势势。新型储能百花齐放的状态下，铅炭电池也将有望通过技术进步实现能效提升以及成本下降。

　　六类储能，你更看好哪一种呢？

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