截至2021年底，已有136个国家提出了“碳中和”承诺，在全球碳排放结构中，又以电力行业碳排放占比最高，因此，新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。
相关数据显示，风电和光伏装机量在全球电力系统总装机比例，已由2012年的6.7%升至2021年的20.9%，国家能源局数据显示，2021年我国风光装机量占比达26.7%。
【资料图】
不过由于风电光伏具有波动性，导致我国风电光伏发电量占总发电量的比例只有12.1%，较装机比例低14.6%，因此，我国存在大规模弃风弃光的现象。
储能是提升电力系统灵活性的关键，配置储能可促进新能源消纳，减少弃风弃光损失。不过，面对诸多储能技术，哪种技术在成本方面最具竞争力就成了人们最关注的问题之一。
度电成本计算
当前阶段，人们关注储能成本主要是从招标项目中查看最后的装机成本，但这其实存在一个问题，这个成本并不包含运维成本、未来损耗等问题。
因此需要引入一个概念，来计算项目生命周期内的总成本现值与总储/发电量的比值来确定成本。
电力行业的人都知道有LCOE（平准化度电成本），被用于传统能源的发电成本计算。而储能也有一个类似的计算方式，为LCOS（平准化储能成本）。
LCOS的总成本包括初期的装机成本、每年运营成本、电力损耗成本，总成本与全寿命循环次数的比值即为LCOS，公式如下图所示。
来源：维科网储能
根据以上公式，我们可以大致推断出各类储能技术的度电成本，假设各储能系统每天均循环一次，且所有电力均来自于弃风弃光的电力，无购电成本。
以下为各储能系统的参数。（数据存在假设性与滞后性，只做参考）
来源：维科网储能
假设锂离子电池、钠离子电池储能系统使用寿命为12年，液流电池寿命为20年，压缩空气储能寿命为30年，抽水蓄能寿命为50年。
以此计算出来的各储能技术的度电成本如下所示：
来源：维科网储能
可以看出，储能技术成本从高到低排序分别为钠离子电池、锂离子电池、压缩空气储能、全钒液流电池、抽水蓄能、新型液流电池。
其中，新型液流电池目前还存在大量问题待解决，如电池密度低、工作温度区间窄等，无法大规模应用，因此目前成本最低的还是抽水蓄能。
未来风向分析
据相关数据，今年上半年我国平均上网电价为0.35元/KWh，从这里来看，就能够看出为什么目前大型储能建设仍得靠政策推进。当前新型储能中，占比最大为锂离子电池，其度电成本高达0.564元，甚至高于上网电价，也就是说弃风弃光的收益大于建设储能电站。
当然，以上数据存在滞后性，不能代表当前最新技术。且各个储能系统寿命不同，在这种计算方法下，抽水蓄能等寿命长的在成本上占据天然优势，存在一定纰漏，因此最好的比较方法是将电化学储能、物理储能分开进行对比。
在物理储能方面，不论是技术的成熟程度还是装机规模，抽水蓄能独占鳌头，未来储能装机规模中应用最广泛的必将还是装机成本最低且最成熟的抽水蓄能。空气压缩储能今年来多个大项目开工，已发展至300MWh级别。
此外，飞轮储能在本月中旬实现突破，由中国核电旗下中核汇能牵头承担的内蒙自治区科技重大专项“ MW（兆瓦）级先进飞轮储能关键技术研究”项目飞轮储能单机输出功率首次达到了1MW。而重力储能目前只有中国天楹一家上市企业在研发生产。
在电化学储能方面，看起来虽然发展前景广阔，但其安全性、经济性还处于商业化初期，远达不到市场规模化要求。不过，今年三月，发改委与国家能源局提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展。
在政策的驱动下，未来以电化学储能为主的新型储能将迎来跨越式发展，其中，有可能实现成本大幅度下降的为锂离子电池与钠离子电池。
而全钒液流电池由于其安全性好，寿命长，在储能领域同样具有不错的竞争力。在GWh级别的大型储能中，新型液流电池等还需实现技术突破，才能得到应用。
从过去的十年来看，相关统计数据显示，2010年电化学储能的综合度电成本为3.7元，到2020年，电化学储能已下降至0.4元（与本文计算方式有出入），下降幅度高达89.2%。但到2030年，能否将电化学储能的成本降至0.1元左右，这个谁也无法保证。
未来十年，如果储能度电成本能降至0.1元左右，储能将迎来真正的飞速发展。
关键词：
