机械：一周解一惑系列-储能技术的经济性测算与对比

本周关注：智立方、北路智控、伊之密、大金重工、捷佳伟创 本周核心观点：当前人形机器人、新能源行业新技术、新工艺层出不穷，需关注技术变化带来的设备需求。 平准化储能成本是比较各类储能技术度电成本的合适工具。平准化度电成本（Levelized Cost of Energy,LCOE），是对项目生命周期内的成本和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。储能的全生命周期成本即平准化储能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）。量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，是进行储能技术成本比较的合适工具。平准化储能分子部分为投资成本、运营维护（O&M）、充电成本三者之和，分母为投资期间的总放电量。其中，由于储能系统交流侧相关部件与其时长、容量相关，而交流，即逆变器之后的环节与功率相关，与时长无关。所以可以将储能系统各部件的成本大致分为与容量相关、与功率相关两部分，即容量成本、功率成本。 当前抽水蓄能度电成本最低，锂离子、全钒液流电池其次。根据我们的测算，从现阶段来看，各类储能技术度电成本的排序从低到高分别是：抽水蓄能<锂离子电池<全钒液流电池<铅炭电池<压缩空气<钠离子电池<钠硫电池<氢储能。 抽水蓄能仍然是当前度电成本最低的储能方案，显著低于其他储能技术，锂离子、全钒液流电池储能技术的度电成本相当，是仅次于抽水蓄能的度电成本较低的技术。压缩空气储能、钠离子电池储能度电成本也处于1元/kWh之下，钠硫电池、氢储能尚不具备成本优势。 若锂离子电池容量、功率成本在2020-2030年下降20%，则到2030年其经济性有望超越抽水蓄能。按照本文的假设，我们测算到2030年，各类储能技术的度电成本从低到高排序或依次为：锂离子电池<抽水蓄能<全钒液流电池<铅炭电池<钠离子电池<压缩空气<钠硫电池<氢储能。也就是说，若锂离子电池容量成本、功率成本在2020-2030年能实现20%的下降，则到2030年其平准化储能度电成本将有望低于现阶段最经济的抽水蓄能。总体上看，全钒液流电池、锂离子电池均有望实现较大幅度降本，到2030年仍是电化学储能中度电成本最低的两种技术；铅炭电池、钠离子电池、压缩空气储能度电成本其次，氢储能度电成本仍然处于较高水平。 长期来看，储能度电成本仍有待继续下降。储能，指在能量富余时利用装置或介质将能量存储起来，并在需要时再释放的过程，其本质是调节能量供求在时间和强度上的不匹配问题。对于风电、光伏等间歇式能源而言，当期发电成本、储能度电成本之和低于火电时，其相比火电则更有优势。例如，在一些资源较好的的地区光伏发电成本在0.1-0.15元/kwh，以国电电力平均上网电价为例，2022年1-6月为0.35元/kwh。因此，若当前储能度电成本可以降低至0.2元/kwh及以下，则光储结合相比火电或具备经济性，而其二者结合提供的电也更加稳定可控。但各地区发电成本、上网电价不同，或存在一定差异性。 风险提示：测算误差风险，宏观环境不确定性的风险、装机规模不及预期的风险、技术更新迭代的风险。 1上周组合表现 上周关注组合：智立方、北路智控、禾川科技、四方达。截至2022年8月19日，周区间涨跌幅-3.44%，同期机械设备申万指数涨跌幅-0.63%，同比跑输设备指数。从2021年11月21日组合开始至今，累计收益率-14.01%，跑赢沪深300指数0.99pct，跑输申万机械指数4.66pct。 2储能的多种解决方案 储能的技术路径主要可以分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、化学储能等方式。其中，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等；电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池、钠离子电池等。电磁储能主要包括超导储能、超级电容器存储能等方式。热储能主要包括储热、储冷等方式。化学储能包括电解水制氢、合成天然气等方式。 表1：储能的多种解决方案 按照储能作用时间的长短，可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。其中，超导储能、超级电容器储能可以实现额定功率下放电时间在秒级水平，电化学储能放电时间在分钟至小时级，机械储能、氢储能等方式可实现数时级以上放电。 从电储能市场结构来看，抽水储能在我国仍占据主要地位，但新型储能发展迅速。抽水蓄能时当前最为成熟的电力储能技术，早在20世纪90年代就实现了商业化应用，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用，但受限于选址和建设施工的局限性，未来发展空间有限。电化学时当前应用范围最广、发展潜力最大的储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他场景中。另外，随着成本持续下降，商业化应用日渐成熟，其技术优势愈发明显，发展前景广阔。 根据CNESA的不完全统计，截至2021年底，全球抽水蓄能的累计装机规模占比首次低于90%，相比2020年下降4.1p Ct ；新型储能累计装机规模为25.4GW，同比增长67.7%。在国内市场中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重与去年同期相比再次下降，下降了3个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。 图1：中国电力储能市场累计装机构成 电化学储能是通过电池所完成的能量储存、释放与管理过程，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，或逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。 电化学储能主要分为铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠离子电池、钠硫电池、液流电池等六类。截至2021年，在国内电化学储能市场中，锂离子电池占据绝对主导地位，市场份额达到89.7%。 表2：电化学储能分类 铅酸电池有较长的发展历史，自20实际70年代开始就一直被用于住宅太阳能发电设施的别用电源，由于铅酸电池成本低，可大规模生产，使用较为安全，因此早期的电化学储能基本使用铅酸电池。但由于铅酸电池使用的铅对环境有较大危害，且铅酸电池充放电次数较低，普通的电池充放电次数在300-500次，较高的达到1000次，相比之下，锂电池的充放电次数在1000-4000次之间。此外，锂离子电池还具有充放电速度快、容量大、无污染等优点，近年来，随着锂离子电池成本逐渐降低，锂离子电池储能技术也得到了快速发展。 3各类储能技术度电成本分析 3.1储能度电成本的计算 3.1.1平准化度电成本的计算方法 平准化度电成本（Levelized Cost of Energy,LCOE），是对项目生命周期内的成本和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。 相类似地，储能的全生命周期成本即平准化储能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）。LCOS可以概括为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。平准化储能成本（LCOS）量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，可以与平准化度电成本（LCOE）类比，是进行储能技术成本比较的合适工具。 具体而言，平准化储能成本为投资成本、运营维护（O&M）、充电成本，三者之和除以投资期间的总放电量，鉴于数据的可得性，暂不考虑放电深度和容量衰退、回收成本。 图2：平准化储能成本计算流程示意图 具体计算公式以及涉及的指标如下， 图3：平准化储能成本计算公式 投资成本：容量成本是指储能系统中与储能容量相关的设备和施工成本，如电池储能中的电池、电池集装箱等设备费用和施工费用，抽水蓄能电站中水库的成本，压缩空气储能中储气室和储热系统的成本等。功率成本是指储能系统中与功率相关的设备和施工成本，如电池储能系统中的变流器、变压器等设备，抽水蓄能电站中的水轮机，如电池储能系统中的变流器、变压器等设备，抽水蓄能电站中的水轮机，压缩空气储能中的压缩机和膨胀机等。如公式中所示，C为随容量变化的装机成本，C为随功率变化的装机成本，功率成本+容量成本=单位功率成本*储能功率+单位容量成本*储能容量=单位功率成本*储能容量/放电时长+单位容量成本*储能容量。 E P 充电成本：充电成本是计算度电成本的重要要素，但由于充电成本需要考虑电价本身，各地区差异化较大，很难比较。另外，不同类型电力能源上网电价也不相同，风电、气电、火电价格较贵，风光实现评价上网。因此，如果仅从比较各类储能技术的度电成本角度出发，可以统一不考虑其充电成本P，只考虑其储存和释放过程的成本。 C 运维成本：储能的运维成本主要包括这就人工、燃料动力、部件更换等。 累计输送电量：要计算储能的度电成本，就要储能系统全生命周期可以释放多少度电或循环的次数。这其中涉及到储能系统的系统寿命T（年为单位）、年循环次数n(t)、以及循环效率。 表3：平准化储能成本（LCOS）计算公式涉及指标 为了对比各类储能技术度电成本的变化趋势，首先对各类技术到2030年的储能容量、能量单元成本、使用寿命、充放电效率等进行假设： 容量成本方面，《适应可再生能源消纳地储能技术经济性分析》中假设锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池等电化学储能在2020-2060年期间成本降幅约50%左右。这里我们假设2030年前储能技术发展速度较快，后期随着技术、设备成熟度提高，降本速度逐渐放缓。即假设2020-2030年期间以上几种储能方式容量成本下降20%。铅炭电池，由于材料成本（铅）占比较大，因此其容量成本下降空间较为有限，假设2020-2030年容量成本不变。机械储能方面，根据《适应可再生能源消纳地储能技术经济性分析》，抽水蓄能、压缩空气储能技术的容量成本已经处于较低水平，未来成本下降空间有限，其中，抽水蓄能适宜开发的优质资源已经较少，未来成本或有上升趋势。这里我们假设2020-2030年抽水蓄能容量成本上升10%。压缩空气储能方面，考虑到压缩空气储能所用设备均已高度成熟化，因此其成本下降幅度有限，假设到2030年成本下降10%。氢储能方面，《适应可再生能源消纳地储能技术经济性分析》中假设2020-2060年其容量成本不变，这里我们也假设2020-2030年容量成本也保持不变。 功率成本方面，根据前文提及，铅炭电池材料成本占比较高，成本下降空间有限，假设2020-2030年，铅炭电池功率成本下降10%，其余电化学储能功率成本下降20%。机械储能方面，考虑到压缩空气储能所用压缩机、膨胀机、储气、热交换等设备均已高度成熟化，因此其功率成本下降幅度也有限，假设到2030年下降至7500元/kW。氢储能方面，《适应可再生能源消纳地储能技术经济性分析》预计2020-2060年氢储能功率成本下降超过50%，且可以通过固态氧化物燃料电池技术，使综合能量转换效率达到80%以上。短期内，这里我们假设2020-2030年氢储能功率成本下降10%。 充放电效率方面，《适应可再生能源消纳地储能技术经济性分析》预计到2060年锂离子、钠离子电池保持较高充放电效率，最高达95%，液流电池、铅炭电池其次，最高达90%左右。这里，我们假设短期内到2030年锂离子、钠离子电池充放电效率达到90%，液流电池、铅炭电池充放电效率达到85%。抽水蓄能、压缩空气储能充放电效率也有小幅提升，但相对其他技术充放电效率较低。 折现率是指将未来有限期预期收益折算成现值的比率。折现率越高，就意味着对于当下的偏好越高。这一概念也可以用于储能的成本计算。根据中和储能在《如何科学地计算储能系统的度电成本》一文中数据，其假设储