《净零电力——可再生电网长时储能》（四）：长时储能的成本分析

四、长时储能的成本分析

1、实现报告中概述的规模，长时储能成本下降曲线需要与其他新兴清洁技术相当

长时储能通常都是新兴技术，随着部署规模的扩大，将会降低成本。长时储能委员会表示，长时储能资本支出的成本下降曲线在12%到18%之间，并与海上风能和电池等其他类似的突破性能源技术一致。技术发展和扩大运营规模将是成本改善的最大驱动力。

长时储能的竞争力主要由储能容量的成本驱动，预计其成本将下降60%。这些长时储能技术的充放电往返效率(RTE)预计也将提高10%至15%。

如今，一些长时储能技术在数量有限但不断增加的应用中具有竞争力。长时储能系统的平准化成本(LCOS)的分析表明，如果实现这样的下降曲线，6小时以上到150小时持续时间的长时储能具有成本竞争力。

•到2030年，持续时间6小时以上的长时储能可以与锂离子电池储能系统在平准化成本(LCOS)方面进行竞争，而在持续时间9小时以上的储能应用中具有明显的优势。

•到2030年，持续时间150小时的长时储能可以与相同规模的氢能设施在平准化成本(LCOS)方面进行竞争。

为了克服这个新兴市场目前的成本差距和技术不确定性，应该建立加速投资的正确生态系统。

与任何新技术一样，具有竞争力的成本和性能对于确保广泛采用和提供与替代方案相比的社会效益至关重要。对于长时储能，要考虑的关键参数是储能容量成本（美元/ kWh)，电力容量成本（美元/kWh)或电力资本支出、运营和维护(O&M)成本（美元/ kWh)）和充放电效率(RTE)。

由于成本的明细随着持续时间显著变化，因此两种长时储能系统（8到24小时，以及24小时或更长时间）是根据长时储能委员会的10,000多个数据点创建的。分析显示了表现最好的企业对两种长时储能系统的预测。预计只有最具竞争力的长时储能技术才能在未来十年获得资金并扩大规模，因此到2030年将成为该组合的主要部分。其资本支出作为脱碳的总成本（如系统成本）在深度脱碳情景中对这一指标特别敏感。

2、当前的系统成本和性能可与其他即将商业化的新兴技术相当

长时储能显示出技术学习率带来的成本节约潜力。两种长时储能系统都对成本曲线很敏感，75%到90%的资本支出受到一定程度的影响。在8到24小时的长时储能中，35%的资本支出容易受到成本曲线的影响。而随着采购成本的影响降低，在24小时或更长时间的长时储能中这一比例上升到50%以上。

成本降低可能取决于两个因素：一是通过增加各行业部署、供应商开发以及供应链学习来提高成本；二是与制造进步和产量增加相关的成本降低。

与锂离子电池储能系统和氢能设施等其他低碳能源技术相比，长时储能的成本曲线将决定这些技术的采用水平。然而在具体应用中，模块化、上市时间短以及提供多样化服务的能力等长时储能的优势，对于在短期内增加部署业务案例至关重要。

3、在未来15年，长时储能的资本支出可能下降60%，而随着商业化的加速，长时储能系统的充放电效率可能增长10%至15%

到2040年，长时储能装机容量的资本支出可能在380美元/kW至960美元/kW，储能容量资本支出可能在4美元/kWh至17美元/kWh之间。相比之下，到2040年，锂离子电池储能系统的装机容量的资本支出为60美元/kW至110美元/kW，储能容量资本支出为70/kWh至80美元/kWh，天然气发电厂的装机容量资本支出为800/kWh至900美元/kW。

长时储能的总体资本支出将下降60%左右，这是未来十年内下降幅度最大的一次。就装机容量的资本支出而言，持续时间越短的储能系统的价值越低，因为它们通常经过优化以在更短的持续时间和更高的充放电效率下具有竞争力。随着能源资本支出成为主要成本驱动因素，这种优势往往会随着持续时间的延长而降低。

不同储能系统和场景的能源资本支出差异更大。24小时或更长时间的长时储能的储能容量资本支出要比8到24小时长时储能系统低得多（大约低三倍），由于较低的充放电要求，因此可以设计更长的持续时间。

由于部署了规模更大的储能系统，运维成本在2025年至2040年间将显著下降，降到每年1.5美元/kW至10美元/kW。24小时或更长时间的长时储能系统运维成本可能比8到24小时长时储能系统低10倍左右，这主要是由于规模效应。24小时或更长时间的长时储能系统的充放电效率较低，约为55%；而8到24小时长时储能系统的充放电效率为75%。

到2040年用于持续时间更短的长时储能系统。充放电效率的增长可以在2035年之前实现，这主要归功于材料科学的突破和系统设计的调整。

4、长时储能系统的预计资本支出学习率与风电、光伏和氢能等类似的突破性能源技术一致

总设备资本支出在推动总拥有成本提升竞争力方面至关重要。成本曲线是衡量成本如何随着产出的增加而降低的指标。例如，将光伏和风电技术的装机容量翻一番，可以降低18%到24%的成本。

新兴的长时储能技术具有通过研发和实现规模经济以进一步降低成本的巨大潜力。根据技术提供商基于每种储能技术计算的预测部署，业界预计基准期内的成本曲线下降率将达到12%到18%。长时储能技术的成本曲线与类似能源技术的历史数据一致，如图24所示。然而，这些学习率是模棱两可的，就像对新兴技术的任何预测一样，因为它们几乎没有历史信息可以利用。

不同长时储能技术的潜在成本曲线也会有所不同，因为它们受所使用的设备、材料清单和对资本支出改进的敏感性的影响。一般来说，电化学等更成熟的储能技术的成本曲线低于平均水平（比平均水平低四到五个百分点），而机械储能或热储能等新型长时储能技术的成本曲线可能高于平均水平（分别高达三个和五个百分点）。

5、中位数性能数据与前四分之一性能数据的对比

为了获得更大的社会效益并与其他低碳储能技术竞争，更广泛的长时储能行业必须实现最具竞争力的市场参与者设定的目标。

长时储能行业还必须弥补排名中位数和前四分之一的性能数据之间的差距，以实现这一研究的结果。这将要求储能行业在预测结果上超额完成，在政策和行业目标的支持下，其他能源技术已经证明这是可能的。图25显示了中位数和前四分一的性能数据之间的差距。这一事实证明，在储能容量的资本支出方面，排名前四分之一的参与者的充放电效率也略低于中位数。

6、技术发展和扩大运营规模将是成本改善的最大驱动力

研发和产量将是实现理想成本轨迹的关键杠杆，并且需要行业厂商的关注才能具有竞争力。到2035年，8到24小时长时储能系统降低45%的成本以及24小时或更长时间长时储能降低50%的成本，主要是由于研发带来的效率和规模的提高，具体取决于成熟度每种技术的水平。制造和供应链的改善将对总体成本预测的影响较小。然而，它们仍将在实现成本竞争力方面发挥重要作用。

7、预计长时储能成本降低轨迹可与未来20年锂离子电池和氢能存储成本预测相当

长时储能系统资本支出的预测（到2040年减少55%至60%的成本）与公用事业规模锂离子电池储能系统（降低约70%）和氢能设施（降低约50%）报告的预期相当。

此外，各种储能技术的减排速度相似，在未来十年将快速降低成本。这意味着在此期间，各种技术之间的竞争定位和经济权衡可能会保持相似。

锂离子电池储能系统和氢能设施在未来面临与长时储能相同的不确定性，但目前可以依靠更高的资本投资和关注水平。关于锂离子电池储艰和氢能设施的成本降低轨迹有许多详细的观点，氢能委员会强调每种技术都显示出不同的成本降低驱动因素。这些与长时储能所示的杠杆不同。

锂离子电池的未来发展轨迹将取决于电动汽车的市场需求（从2021年到2040年，超过85%的未来总需求），其中电池储能系统可能占到这一需求的10%。因此，锂离子电池储能系统的成本曲线将与电动汽车的需求更紧密地联系在一起。类似的电池技术仍然允许类似的成本降低、采购规模优势和电池生产的规模优势，并从适用于电动汽车和固定电池储能系统的制造规模中获益。锂离子电池系统的最大成本来自电池组（到2021年为50%），这通常在电动汽车和固定应用中都很常见，并且由于更大的价值链整合、制造、规模化、原料精炼的改进。剩余的资本支出将通过其他硬件系统、工程、采购和建设费用以及软成本的减少。

氢能设施的成本对燃料成本最为敏感，氢能设施（或燃料电池）运输成本是其他关键组成部分。到2040年，可再生氢气的成本预计将在全球平均下降67%到74%，在2030年代初期具有广泛的竞争力。燃料成本将由工业、商业和运输用氢的发展决定脱碳应用。反过来，氢能在这些领域的广泛使用将推动这些领域的发展。这些都是降低氢气成本的基础。

氢能设施要考虑的另一个方面是与其他能源系统中使用的氢气的协同作用。在未来，在非电力脱碳中使用大量氢气并通过管道运输的情况下，这种相互作用可能会显著影响电力系统的经济性。例如，在全球经济增长放缓或衰退时期，由于钢铁和水泥等周期性行业需求减少，氢能可能会供过于求。

8、储能系统平准化成本(LCOS)竞争基准测试

（1）在静态条件和类似操作中分析平准化成本(LCOS)有助于确定长时储能可以竞争的持续时间

平准化成本(LCOS)从技术成本而非系统成本的角度，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。然而，在考虑长时储能替代其他技术（如燃气轮机）的潜力，或其对整个系统价值的贡献时，只根据平准化成本(LCOS)衡量是不够的。在这些情况下，考虑运营概况、持续时间、商品价格和其他系统条件也很重要。除了成本之外，其他几个应用程序和特定于实例的属性将影响技术的选择（例如，人口稠密地区的存在和安全限制以及废热供应的可用性）。

平准化成本(LCOS)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成本(LCOS)比较，与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。承认长时储能系统的持续时间是连续的，并且充电或放电通常在实现项目的灵活性要求方面发挥重要作用，这种静态分析有助于了解长时储能的成本和性能参数可以允许的持续时间范围最具竞争力的应用。

（2）与锂离子电池储能系统相比，长时储能系统可在6小时以上的持续时间内具有平准化成本(LCOS)竞争力，在9小时以上具有明显优势

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9小时持续时间的应用中，长时储能的平准化成本(LCOS)将低于锂离子电池储能系统，为80美元/MWh至95美元/MWh（如图27所示）。在持续时间少于6小时的储能应用中，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。

（3）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150小时的情况下在平准化成本(LCOS)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100小时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。

包括氢能设施、长时储能和其他长时储能解决方案在内的多技术组合方法可能是实现完全脱碳的最经济途径。尽管持续时间超过6天涵盖了大多数可再生能源发电“下降”，但新的可调度发电仍需要成为容量组合的一部分，以确保在更长的极端天气事件下的可靠性。

（4）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

平准化成本(LCOS)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成本(LCOS)的影响最大。例如，30美元/MWh的充电电价和70%的利用率导致70美元/MWh的平准化成本(LCOS)。如果长时储能的利用率为45%，并且在8至24小时长时储能中的充电电价为15美元/MWh，则获得相同的平准化成本(LCOS)在24小时或更长时间的长时储能中。

充放电效率是平准化成本(LCOS)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。从平准化成本(LCOS)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。

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