数字储能网讯 ： 3 月 10-13 日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合 500 余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“ CIES ”）在杭州国际博览中心召开。 CIES 大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。 来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的 2011 余家产业链供应链企业， 53417 位线上注册嘉宾将参加本届 CIES 大会，储能网视频号线上直播 11 万人参与观看与交流。其中 300 余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、 PCS 、 BMS 、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。 3 月 11 日下午， 中能建数字科技集团有限公司总经济师李军 受邀在长时储能技术及应用专场分享主题报告，报告题目为《 长时储能度电成本分析 》。以下为报告主要内容： 李军 ：各位专家、各位同仁好！今天下午我们的主题是长时储能。这两天在网上也看了两句话，一句话是 OpenAI 的创始人说的，未来的 AI 需要更多的能源。能源需要更多的光伏 + 储能。第二句话是英伟达领导说的， AI 的尽头是光伏与储能。 如果光考虑算力未来可能需要燃烧掉 14 个地球。从这两句话来讲，我个人理解未来的整个世界发展可能是两个力，一个是算力一个是电力。 能源的尽头是光伏 + 储能，储能的尽头是什么？我想储能的尽头是长时储能。长时储能的尽头是什么？长时储能的尽头可能就在今天我们讨论的话题当中。接续就在我们提供的解决方案当中。 所以我觉得今天这个专场很好，专题设置的也非常符合我们从事储能行业人的需求。回到今天的话题，我今天跟大家分享的是长时储能平准化度电成本的分析。因为度电成本从前两年开始，包括这次大会，不同的领导，不同的专家都在说度电成本。 我们对于度电成本怎么理解？它的计算边界条件是哪些？而且我说的度电成本和您说的度电成本，和他说的度电成本是不是一个概念？可能目前市场环境下未必如此。我希望通过今天我们提出这个长时储能，尤其度电成本的概念把大家的思路聚焦一下。 我是来自中国能建数字科技集团，刚才我们集团也介绍了同时也做压缩空气储能的业务。 今天和大家分享几个模块，一个是 LCOE 或者我们叫度电成本目前的现状。第三是结合我对工程的理解提出对目前 LCOE 公式的考虑。还有对算力的分析，比较一下 LCOE 和我们日常所谓内部收益率或者资本金内部收益率，大家说 6% ， 7% 这两个指标什么关系。 LCOE 度电成本，从英文名字上翻译过来叫平准化度电成本。计算过程中是全寿命周期折现的概念，不管是固定资产，还是现金流，都是通过跨 20 年， 30 年折现评估成本。 这个成本既包括我们项目初始建设投资，固定资产投资，也包括整个寿命期的运营，包括损耗，充电定量×电价也是 COST 。 从字面上理解翻译过来叫平准化度电成本，这个概念是最早 1995 年问世，优势定义直观，便于比较，综合性好。不仅考虑初期投资的成本因素，还考虑了整个寿命期的成本和发电量。 具体在计算的模型上平准化度电成本就是项目生命周期内的折现成本与生命周期内净发电量的折现之比，这是最原始的定义。 这个概念提出不是很长，最开始是 1995 年美国国家可再生能源实验室首先提出的平准化能源成本的概念，经过 2006 年德国， 2015 年国际能源署和核能委员会在不同的报告中涉及到这个概念，这个概念引入国内，我考证的是 2016 年，通用电气在北京国际风能大会上提出的白皮书。自 2006 年起，我们对 LCOE 的概念迅速接受。 我们谈到储能，谈到新能源度电成本是我们很愿意涉及，大家经常谈到的概念。 国外发展历史各个阶段有各个阶段的公式，定义是那个定义，各方提的公式不一样。作为舶来品国外各方发布的公式在我们用于国内的项目评估也有水土不服的地方。需要我们根据国内开发的需求，根据项目需求进行调整。主要表现在三个方面： 一是国外的公式对于融资成本是不是考虑。融资成本是我们建设过程中非常重要的成本。 二是建设项目在国内或者实操阶段税费，尤其增值税和所得税在项目的成本评估上有没有考虑因素。 三对储能项目充电成本，或者充电效率，充电电价怎么在度电成本里考虑。这是我们做储能度电成本考虑的几个比较重要的修订因素。 谈一下 LCOE 指标的优点和不足。几个优点，这个指标可以量化。 LCOE 的数值定义是项目全生命周期内的折现成本和全寿命净发电量的折现之比，目前单位美元每千瓦时，或者每度电。这个千瓦时不是储能电站的容量，这个千瓦时是整个寿命期发出电量的综合，这是一个概念。 这个指标将复杂的成本与收益数据转化为单一的。一个项目一个度电成本便于不同发电技术的比较。这个指标的经济意义直观明确，可直接与项目的上网电价与 PPI 电价进行比较，如果 LCOE 低于上网电价或者低于所签的 PPA ，在当前电价政策下这个项目有相当的竞争力，值得做投资机会深入研究。 这个指标全面反映了项目财务评价的经济要素。这个指标统筹考虑的项目整个寿命周期内的全部成本，包括建造成本，融资成本，税费成本，运营成本和残值回收，以及项目的发电量，适用于各类发电项目的评价。 对储能项目适用不同储能技术的比较，电化学，包括锂电，钠电，液流，包括抽蓄，不同的技术路线擅长的点不一样，效率也不一样，建设成本不一样，过程中的运维成本也不一样。 不同的储能技术路线在工程初期的建造成本，系统效率，运行维护方面存在较大的差异。比如说锂电效率比较高，但是运维过程中需要进行电芯的更换，运维成本相对高一些。抽蓄储能系统整体系统的效率相比电化学效率偏低，胜在整体的运维成本较低。 如果两个项目工程造价相当下，如何取舍，这个指标提供了进行项目初期评判的依据。 同时度电成本优势几点，同样有一些局限性。无法衡量项目的盈利能力， LCOE 度电成本直接反映了项目盈亏的边界调动，无法衡量项目实际的盈利能力。 对于资金回报率的投资方而言，这个时候指标不如资本金内部收益率好用。 单一度电成本不太容易适合多电价模型的场景。随着未来现货市场的逐步建立，传统单一的上网电价将成为历史。目前讲是一个标准电价，我们拿 3 毛或者 2.5 毛去测。未来可能电力项目的上网电价处于随行就市的状态。 未来 LCOE 的数和综合电价进行比较评判。目前是行业发展的问题，计算标准不统一，行业尚未建立统一的计算标准，各方对 LCOE 的理解也不一致。不同的计算方法导出的 LCOE 计算的结果偏差比较大，有一毛，两毛的，有四毛，五毛的，有六毛七毛的。 对公式改进的探讨。结合刚才说的对于公式水土不服的部分，从三个角度对公式进行修订。考虑项目融资成本对度电成本的影响。在之前各方提出的公式当中一般将工程的固定资产投资作为数值代入了，这个模式下既没有包含项目建设的全部成本，包括一些拿地，开发上网的费用，这并不是固定资产投资是我的项目压力成本，其他成本也要包含进来。同时没有考虑融资成本对于度电成本的影响。 建议将 LCEO 分两种模式，按照收益率分为融资前分析，我们叫全投资 LCOE 。另外叫融资后分析，也称之为资本金 LCOE 。第二种模式融资后分析和我们收益率融资后分析取得口径是一致的，考虑项目的融资成本。这种模式下计算提出的数值最大限度的反映项目全周期的平均成本，我觉得优先采用。 第二个是增值税对度电成本的影响，各国的税法体制很大不同。与新能源项目，储能项目相关度比较高的税种主要是增值还有所得税，这些因素影响计算度电成本计算的数值。 对于储能项目来讲，对储能的特殊性，储能的充电成本对于度电成本的影响。对于储能项目而言， LCOE 的分析方法仅适用于削峰填谷的模式，就是吃电价差，用电量吃电价差的模式。 对于调频，容量备用，应急电源启动这些辅助服务，没有办法将它的收益纳入每度电的核算当中，这些辅助服务的量不采取 LCOE 的分析。 储能项目在削峰填谷的运行过程中存在着充电成本，这个成本各有各的理解，有的觉得系统中来回的，我个人更愿意把这个充电成本看作类似火电厂的燃料成本。 储能电站就是我去储存谷时的电站，未来峰值去发。这个时候谷电更愿意看作燃料成本。 燃料成本受什么影响？受到充电电量与充电电价两个因素的影响。其中充电电量有系统效率和电量决定，充电电价按照项目的市场情况去决定的。对于储能项目而言，需要将充电成本充电电价 + 系统效能引入公式，才能全面反映储能项目的全寿命周期的成本，这点是储能度电成本区别于风光，区别于火电最大的不同。 还有我提出对储能项目度电成本的修正公式。公式看起来有点多，但是我和大家解释一下。公式等号右边，左边两部分，左边就是我们叫项目资本金模式下的度电成本，是我刚才说的资本金 LCOE 。公式的右边分为分子和分母两部分，分子是什么，分子是成本，成本有 4 部分构成，第一部分，项目建设的资本金投入，分年还的本金，分年还的利息，第一个模块三项，就是项目的资本金和融资成本。 第二个模块，项目运维期，运行期正常的运维成本，如果电化学，锂电需要换电芯，在这里纳入成本。一个项目 30 年， 40 年电芯的性能再好，中间也会涉及到两三次电芯的更新，这个成本也要纳入我的运维成本。对于储能项目来讲还有项目的充电成本的折现值核计，这个公式就是发电量÷效率×充电电价，我们也视作储能电站的运维成本。 第三项，项目全生命周期的所得税和增值税的折现值核计。这个和正常的项目基本一样处理，数据该多少是多少，最后一项是未来项目中期的时候固定资产和现金流回收的产值。这两个数是减项，整体分子上都是成本，未来残值回收和现金流回收对我成本来讲就是负项，分子考虑了项目生命周期内涉及到所有的成本。分母除的是项目全生命周期内上网电量的折现值合计。 这个公式比较复杂，分块看条理已经清晰，符合最开始对于度电成本或者 LCOE 的定义。简单分享一下我的算力，比较不同储能条件下多种储能技术路线的 LCOE 。 我这次对比的是锂电还有抽蓄，还有压储三种技术路线。一些造价，一些过程中的运维费取的未必和大家一样，这个数值是参考。三种储能技术路线我分别对 100MW 的储能电站，分别的时长是 4 小时， 6 小时和 8 小时。我们可以看到在 100MW4 个小时状态下锂电它的度电成本是 0.85 ，抽蓄是 0.86 。压储是 0.78 。 充电成本考虑的是 2 毛，充电的电价是 2 毛。 0.8-2.7 毛，目前电价差的充电成本 6 毛左右。可以认为在削峰填谷模式下电价差能够让储能电价拿到 6 毛，就可以保证基本的收益率。 随着时长不断的增加，这三种技术，涉及到不同的容量边际成本，未来长时储能容量边际成本的优势更明显。在目前的造价下随着时长不断的增加，抽蓄和压储度电成本优势相对更强一点，这就是量化数值的指标。 黄线是锂电成本从 4 小时到 8 小时，变化相当于缓一些。我个人理解建设成本和电芯的比例基本上成正本。压储和抽蓄降的多一点，因为功率模块和容量模块是分离的。增加时长增加容量模块就可以，功率模块那个模块。什么叫长时储能？未来的长时储能一定把容量模块和功率模块分开，不分开成本不好降。 这是对于算力的分析结果，在工程造价方面比例关系方面，锂电池储能的工程与储能市场基本呈线性增加，长时储能里面的抽蓄和压蓄，包括好多专家谈到的液流，这几种技术都是容量和功率模块相分离的。在储能市场增加时仅扩充容量模块即可。 也应该看到转换效率方面锂电池的转换效率最高，抽蓄，压储，包括锂电现在效率都是次之的，这是基于储能不同原理造成的。不同的转换效率代表着储能电站运行运动成本，同样的放电电量的条件下转换效率越低的储能电站所需要的充电电量越多，这是对运维成本的提升。 不同储能时长下 LCOE 的电能情况，随着储能时长从 4 小时增加到 6 小时， 8 小时长时储能技术逐渐显示出储能容量边际成本低的优势。弱长时储能时长增加，以抽水蓄能，压蓄蓄能为代表的长时储能 LCOE 显著降低，低容量边际成本的优势将更加明显，未来我们去攻克长时储能不管哪种技术路线，哪种技术领域，大家要更容量边际成本的降低速度。 4 小时， 8 小时是我们说的现状。觉得 8 小时就够了，未来随着电力系统不断的演进，需要不需要储能应对 12 小时，应对 24 小时，应对 72 小时的储能，后期会有这种市场的需求。 解释一下，储能技术路线的选取受到政府引导，资源禀赋，建设条件，投运时间，产业配套，技术迭代多方面因素的影响，违法凭借一个单一的指标确定，我这次仅仅从度电成本测算的标准对不同储能时长的条件下进行对比，也是一家之言。 最后一部分，简单介绍度电成本与我们收益率之间的不同。首先说相同。 LCOE 和 IRR ，这两个结果都考虑了建设成本，资金，运维，税费等因素。也都可以按照全投资和资本金或者融资前，融资后两个模式去分析。这两个指标都可以作为较为全面的经济指标供项目的投资方或者决策方参考使用。 但是也有显著不同，分析角度不同。分析角度 LCOE 是我从项目发电成本回收的角度，重在处于什么样上网电价的时候能够实现项目全生命周期的收支相抵或者全成本的回收。 LCOE 从项目投资方 IRR ，收益率从项目投资方的角度重在分析项目投入资金获得现金流的盈利能力。适用范围不同， LCOE 仅适用于我们做的电力项目，发电项目或者储能项目。 IRR 是通用性的，基本上所有的固定资产投资只要现金流入，流出有数的都可以适用，不受到行业局限。 场景不同。即便在电力行业 LCEO 仅仅适用于以削峰填谷或者电价差为盈利模式下的分析，对于其他的辅助服务不太适合用度电成本去分析。 IRR 这个指标可以包含各种收入，各种成本。即便这个收入与电量核算脱钩，只要是正确的计入现金流入，就能够从不同项目中进行比选。 最后比较标准不同。 LCEO 的计算标准可以直接与项目的上网电价，所谓的充放电价差去比较，可以快速判断项目是不是可行。为什么储能项目为什么用度电成本最大的优势是快，而且也容易理解。 IRR 需要与投资方设定预期的收益率比较，有的是 6 ，有的是 7 ，有的是 8 ，意义就不是很明确。 7 的项目标准是 6 ， 7 就可以投。有的企业收益率是 8 ， 7 的项目就不投。不同预设收益率的预期导致不同的投资结果。 谈一下对于 LCOE 的本质和工作建议。 LCOE 的本质就是目标项目全投资或者资本金收益率为某一特定社会折现值时候的上网电价，本质还是一个电价。 LCOE 的工作建议，目前从行业发展建议行业管理和从业者加强对 LCOE 的研究，制定出一套统一规范的 LCOE 核定的计算方法，满足我们作为市场开发或者作为项目投资决策的需要。 按照目前测算的结果，不管是锂电，压储还是抽蓄，它们的度电成本都是在 8 毛左右。市场上吃 8 毛是吃不到的。何况作为电网侧或者电源侧，无法吃到用户侧所谓五六毛的电量差。作为储能电站未来收益是去参与电价差，未来电价差是三毛，四毛，目前来讲我可能需要六毛到八毛。 缺额怎么办？我个人觉得未来政策制定的时候可以考虑之前抽蓄两步制和火电容量电价给予长时储能相应的容量电价或者容量补偿，这样满足我们整个行业发展的需要。这个数量不是今天拍脑袋要储能电价，确实有这个数可以算出来。 所以借这个机会谈一下我个人的呼吁。 这是我的一家之言，欢迎和大家进行探讨，不足之处请各位批评指正，谢谢各位！ 电话：马焕英 地址： 北京市阜成门外大街四川大厦东塔楼13 层 官网： www.escn.com.cn 投稿邮箱：875985324@qq.com