钜大LARGE | 点击量：1129次 | 2021年09月30日
全球电池储能系统平准化能源成本大幅降低的背后原因有什么？
电池储能系统的成本近年来大幅下降，这使其与化石燃料发电设施的市场竞争越来越激烈，但这有关业界人士而言这不足为奇。正如调研机构彭博社新能源财经公司（BNEF）的分析报告指出的那样，在持续放电两个小时的应用中，电池储能系统的运营成本已经低于天然气峰值发电厂。而锂离子电池储能系统的平准化能源成本（LCOE）在2019年的基准价格已达到187美元/MWh，在成本上已经可以与燃煤发电设施或天然气发电设施进行竞争，与2012年的成本相比下降了76％。据调查，持续放电时间4小时的储能系统平准化能源成本（LCOE）在2020年第一季度已经进一步下降到为150美元/MWh。
行业媒体与公布这份分析报告的重要作者，彭博新能源财经公司（BNEF）分析师TifennBrandily为此进行了探讨。该报告涵盖了太阳能、风力能源和其他多种能源技术，其是包括部署在全球47个国家和地区的电池储能系统。
加拿大能源基础设施厂商AltaGas公司部署的锂离子电池储能项目
如何得出平准化能源成本（LCOE）和基准？而全球各地的平准化能源成本（LCOE）有所不同，那和150美元/MWh是一个平均数字吗？
Brandily：“我们进行一个类比：可以将电池储能系统想象成一个天然气发电厂，其运营时具有燃料成本，而电池储能系统的燃料成本就是为电池充电的电费。
符合Exic IIB T4 Gc防爆标准
充电温度：0~45℃
-放电温度：-40~+55℃
-40℃最大放电倍率：1C
-40℃ 0.5放电容量保持率≥70%
它具有一个发电或放电的平准化成本，这意味着假如将所有的项目成本除以储能项目的放电量，就会计算出平准化能源成本（LCOE）。
假如在全球范围内进行计算，估计最近部署的储能项目平准化能源成本（LCOE）为150美元/MWh，其中包括充电成本，这就是我们的基准。而我国部署的电池储能系统平准化能源成本（LCOE）的基准已低至115美元/MWh。
我国成为电池储能系统平准化能源成本（LCOE）最低的市场重要有三个原因：一是我国部署的电池储能系统大多采用磷酸铁锂（LFP）电池，因此投资成本更低。二是因为我国储能市场竞争激烈，越来越的参与者希望进入储能市场。目前我国储能市场还处在发展初期，预计未来将会更快上升。三是我国的电池供应链和电动汽车制造供应链更短，这也使得降低电池成本变得更加容易。
而有关印度这个新兴市场来说，其储能市场并不成熟，融资成本仍然较高。
全球电池储能系统平准化能源成本（LCOE）大幅降低的背后原因有什么？
Brandily：除了技术创新、工艺进步、能量密度更高之外，电池生产规模也在不断扩大，并且由于实现标准化和批量化生产降低了成本，而下游行业的大量也具有更大的促进用途。
储能开发商正在寻求扩展储能容量和持续放电时间，以降低放电成本或平准化能源成本（LCOE）。电池储能系统的收入来源决定其设计方式和持续放电时间。
电池储能系统将会随着时间的推移扩展容量，上升持续放电时间。根据调查，2015年部署的储能项目持续放电时间平均为1.5小时，而2020年部署的储能系统持续放电时间平均为2.2小时。
2015年部署的储能项目装机容量平均为2.9MW，这是相对较小的电网规模电池储能系统。我们预计，2020年部署的储能项目装机容量平均为21MW。这一点非常重要，因为可以扩展储能系统装机容量和持续放电时间来降低储能系统的运行成本。
在全球储能市场真正迅速发展之前，假如用户不热衷部署储能系统，那么储能技术的好坏并不重要。规模化部署是市场（尤其是电网运营商）对储能系统部署更为满意的另一个指标吗？
Brandily：我认为仍然存在一些问题，例如韩国发生多起电池储能系统起火事件，并且仍在进行一些调查；此外，储能技术是否在项目规划和安全方面达到预期的效果。而我认为从总体来说，储能部署需求肯定会发生变化。
其中之一是政府部门的支持：例如在美国，与太阳能发电设施共址部署的储能系统可以获得投资税收抵免（ITC）。这减少了一部分部署成本。但是我认为需求变化的一部分是由于电池价格下降造成的。
电池储能系统能够以较低的成本在短时持续放电的电网平衡市场上与开放式循环燃气轮机（OCGT）发电设施进行竞争，并且可以进一步扩大市场机会。近年来，一些调峰发电厂的关闭与储能系统供应2小时以下的电网平衡服务以及成本下降有关，但我认为将会部署更多持续放电时间2小时以上的储能系统。而持续放电时间从2小时提高到4小时，这是因为储能系统成本大幅下降。假如为了满足峰值负载需求，则电池储能系统的部署成本将比开放式循环燃气轮机（OCGT）发电设施和峰值发电厂还要低。
除此之外，由于电池储能系统的成本会随着持续放电时间的新增而迅速上升，因此，公用事业公司通常投资部署开放式循环燃气轮机（OCGT）发电设施中天然气发电厂满足峰值电力需求。显然，电池储能系统的放电时间是有限的，这限制了其获利的能力，而峰值发电厂可以供应4～6小时的持续放电时间，并且可以一直持续供应。因此，电池储能系统在长时储能应用方面有所限制。
根据彭博新能源财经公司（BNEF）预计，到2023年，我国电池产量将占全球电池生产量力的65％左右。
为了延长持续放电时间和使用寿命，锂离子电池或其他电池技术可能要什么进步以较低的成本实现这一目标？
Brandily：我认为电池储能系统可以提高持续放电时间，但最终会受到成本的限制。目前还没有出现一种经济可行的长时电池储能技术，我们的分析表明，尽管电池储能系统在细分市场上非常有竞争力，但可能最多只能供应4到6个小时的持续放电时间。
除此之外，抽水蓄能是一个具有竞争力的储能解决方法，但显然会受到地理条件的限制，建设和运营抽水蓄能项目的机会较少。因此，我们认为天然气峰值发电厂在10到12个小时内供应长期电网平衡服务方面仍然具有竞争力。而电池储能系统在2小时储能应用中具有更强的竞争力，我们预计，到2025年的持续放电时间将会上升到4～5个小时。
由于新型冠状肺炎疫情，储能供应链的依赖性如今已经成为一个热门话题。虽然美国和欧洲一些厂商承诺将生产更多电池或电池储能系统，但全球大多数电池产品来自我国，显然仍然占据全球电池市场主导地位。
•根据2008年的调查数据，全球电池产量为6GWh，其中97％的电池来自我国。
•2019年，全球电池产量约为365GWh。分别来自我国（75％）、美国（9％）、韩国（7％）、欧洲（5％）以及其他国家和地区（4％）。
•而到2023年，估计全球电池生产量将达到1,230GWh，分别来自我国（65％）、欧洲（10％）、美国（10％）以及其他国家和地区（15％）。
彭博社新能源财经公司（BNEF）一直在跟踪已经运营和计划建设的电池生产设施。有关电池产地来说，也肯定会发生变化，将会更加多样化。而在可预见的未来，尽管全球电池产量将从2019年365GWh大幅上升到1,230GWh，并且我国电池的产量将75％下降到65％，但在全球电池市场中仍将继续占据主导地位。
