新型长时储能（LDES）经济性初探

新型储能的经济性一直是行业中备受关注和备受争议的话题。虽然锂离子电池储能项目的成本已从产业化初期的约3元/Wh降至现今的约1.3元/Wh，储能项目的经济性仍然是阻碍其大规模产业化的最大障碍，“储能项目不赚钱”这一观点仍在行业从业者之间广为流传。造成这一窘境的原因是多方面的，但是主要可归因为以下三点：（1）储能在电网中身份不明确，价值难以衡量，成本难以分摊消化；（2）理想商业模式难以实现，“300天、每天两充两放”这一运行条件难以达成；（3）利用率低下，据中电联调研，储能项目平均利用率仅为12.2%。

【资料图】

暂时抛开市场条件与政策环境等外部因素，单从储能自身角度出发，技术成本仍偏高是一方面，盈利模式单一化、理想化也是储能项目商业化难题的重要原因。在过去几年的投建的储能项目中，基于峰谷套利的“每年运行300天，每天进行两充两放”（对标大部分地区两峰两谷的符合特性）成为了大部分项目商业计划的“标配”，然而实际运行下来，每年运行260天，平均每天1.5次充放，就已经是非常理想的运行状态了，更不提当下全国装机量最大的新能源配储（装机占比49.7%）利用率仅为6.1%。因此，在现有的外部环境下，储能想要实现真正的商业化，必须摆脱“300天、两充两放”的定式思维，立足于实际应用场景，积极拓展业务模式与营收路径。

我们在《聚焦长时储能系列一：新型长时储能（LDES）产业总览》中提到的新型长时储能（以下简称LDES），有望在经济性方面解决锂电储能所面临的困境。首先在技术成本方面，由于不适用锂、镍、钴、锰等稀有原材料，一部分LDES技术的理论成本在产业化初期就已低于锂电储能，考虑到大规模产业化后的降本潜力，LDES很有可能在技术成本，特别是大规模储能应用的成本上远优于锂电池。其次，与从电动汽车“转业”而来的锂电不同，大部分LDES技术（例如液流电池、重力储能、氢能等）在技术开发初期就充分考虑电网应用的特性，在技术层面可以提供的服务不局限于峰谷套利，可以满足电网在辅助服务方面的各种需求。在西方市场化程度高的电力市场中，电网辅助服务已经成为一块庞大的市场，随着我国电力现货市场的发展，LDES无疑将凭借这一趋势形成更加多元化的营收模式。

LDES有着明确的降本路径

我们在上一篇文章中提到过，LDES如果想在行业中大规模铺开，需要在经济性上有较强的竞争力，特别是在大规模（>100MWh）长时（>4h、数天、数周）储能应用方面，需要具备优于锂电储能的经济成本。虽然当前处于产业化初期的LDES成本仍高于锂电储能，但是其自身不依赖稀有元素，且具有规模化后边际成本递减的效应，所以LDES在大规模产业化后有望实现比传统锂电更低的技术成本。

衡量LDES成本的指标与传统储能类似，具体有容量成本（元/kWh）、能量成本（元/kW）、运维成本（元/kW-年）以及系统效率成本，由于LDES主要应用在电能的长时存储，容量成本是最合适的成本指标。根据LDES协会对行业的分析，影响LDES成本的因素可分为以下两大类：（1）从产业角度出发：产业布局、供应商、供应链发展程度；（2）从设备制造商角度出发：生产技术进步及产量规模。进一步细分可分为如下几类：（1）储能技术、土建、行政许可、劳动力相关成本；（2）工程设计、装备定制、项目管理等项目相关成本；（3）存储介质、运营耗材、物流成本；（4）商务、培训等其他成本。预计到2025年，上述细分项在LDES成本中的占比以及敏感度如图1所示。

大部分LDES技术与现有的新能源、水电、储能技术同源，因此其降本路径很大程度上可以参考现有能源产业。在过去的产业发展中，光伏风电装机量翻倍使其技术成本降低了18%~24%，参考这一历史数据，LDES协会预测LDES的降本速度会在12%~18%之间，不同技术路线之间会有差异，具体参考图2。

LCOS不是衡量LDES经济性的最优指标

平准化储能成本LCOS是将储能全生命周期的成本除以其全生命周期总放电量而得到的标准化成本，反应了储能项目盈亏平衡时的电价，该指标与其他发电技术的LCOE类似，可用于比较不同储能技术路线的经济性，其计算公式概括如下。

其中建设成本主要由LDES设备本身及其辅助系统的资本支出构成，运营成本主要由运维成本（O&M）和补充储能介质损耗的费用构成，充电成本主要受系统效率以及充电电价影响。虽然计算公式相同，但是LDES在实际计算LCOS时与传统锂电储能有着显著的差别。首先由于LDES的运营周期（30~40年）显著长于锂电储能，且储能介质更换简易，因此运营成本和充电成本在LDES总成本中的占比要显著高于锂电储能。此外，正如LCOE难以准确衡量可调度电厂的经济性一样，LCOS在部分情况下也不能准量LDES的经济性，这主要由LDES多元化的运行模式造成。如果LDES频繁参与到容量租赁或者调频、旋转备用等电网辅助服务当中（这些情况下储能的营收不直接以放电量来衡量），则全生命周期放电量就不能准确反映项目运行情况，由于这种情况下循环次数、单次充放电量不确定，因此总放电量也难以估算。我们前文提到，LDES若想实现良好的经济性，则必须采取这种多元化的营收方式，因此LCOS很可能并不是衡量LDES经济性的最佳指标，容量成本（元/kWh）可能更适合用来横向对比LDES各技术路线与其他储能技术。

LDES商业模式案例

我国电力行业市场化仍处于推进过程当中，很多储能项目虽然在技术层面已经可以实现多样化的商业营收模式，但是受限于政策市场环境，想要实现前文提到的多途径营收还需要一定的过程。相对较而言海外电力市场有着更加开放的政策与成熟的环境，部分储能的商业模式已在海外得到实践，LDES协会基于海外电力市场环境列举了一系列适用于LDES的潜在商业模式，下文将做简要介绍。值得注意的是，这些商业模式均不以峰谷套利作为自己的主要收入来源，且均通过多种途径实现营收。

1.澳洲新能源PPA

在澳洲的电力市场环境下，能源供应的稳定性、可预测性是影响购电协议（PPA）签订的重要因素。大部分电力用户签订购电长协的初衷是想对冲电量、电价的不确定性，因此发电方电力供应能力越稳定，则越有可能谈得更有利的PPA条款。然而新能源天生具有随机性、波动性与不确定性，与电力用户签订PPA的初衷相悖，因此严重降低了新能源发电方在签订PPA时所能锁定的收益。

为解决这一问题，澳洲的新能源开发商/业主考虑通过配套建设LDES提升自身电力供应的可靠性，从而在签订PPA时能够谈得更有利的条款，提前锁定更高的收益。同时，随着澳洲新能源装机占比的提升，新能源消纳、电网辅助服务等需求也在逐步扩大，配装的LDES也可参与到这些市场当中。该商业模式的经济性如下图所示：

该项目的IRR在6.5 ~8%，主要营收来源于为购电协议前期谈判提供稳定发电量而产生的额外PPA收入，占比在70%~90%，因此项目整体收益受当地PPA价格影响最大。新能源消纳与辅助服务在理想条件下收入占比超过30%，也是收入的重要组成部分。

2.美国孤岛区域电网

美国大部分岛屿远离大陆，与主电网分离，主要依靠煤炭/燃油发电机提供电能。随着市场环境与国际形势变化，这些岛屿的用电成本持续上涨。与此同时，这些岛屿往往拥有着丰富的光伏与海风资源，因此将依赖传统能源的区域电网改建成以可再生能源为主的新型电网成为了可行的方案。随着新能源发电的增加以及传统能源的减少，这些孤岛电网也将面临更大的安全与稳定性问题。

在孤岛电网中配置储能可有效解决新能源稳定性问题，然而按电网需求全部配置锂电储能的话会大幅提高建设成本，若想采用更经济的方式实现能源转型，可采用锂电储能+LDES的混合型方案。根据LDES协会测算，该情景下混合型方案的LCOS比单独的锂电或者LDES方案都要低。项目也可采取分期建设的模式，先通过建设新能源+锂电储能满足岛屿短期用电需求，再通过建设LDES以及剩余新能源装机来实现长期的用电需求。该方案的经济参数如图所示：

该项目的IRR为7 ~12%，主要营收体现在为电网改造所节省的成本。电网新能源转型后所带来的碳减排收益也是项目收益的重要组成部分。

3.印度响应型调峰电站

当前印度的电力系统仍以传统能源为主，超过70%的发电为传统能源，且电网建设落后，电力供需失衡频繁。印度在国际社会上承诺至2030年建设超过500GW的可再生能源发电，该装机量是其现有水平的5倍，届时印度电网的稳定性问题会更加严重。在这种情形下，广泛部署可被灵活调用的调峰电站可以极大改善印度的电网问题。

本商业通过一个8h,300MW/1800MWh的新型抽水蓄能（LDES的一条技术路线），搭配600MW装机总量的风电、光伏混合发电来构成一个调峰电站。新能源与新型抽蓄组成的整体系统既可以在电力供需失衡时参与削峰填谷，也可以在正常时段直接通过新能源发电上网。项目经济性如下图所示：

该项目的IRR为10 ~12%，主要收入来源于用电高峰时的电力供应以及直接通过新能源发电，新型抽蓄也可以通过参与旋转备用等辅助服务增厚收益。

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