数字背后:电池储能LCOE快速下降,中国最低为115美元/MWh

  • 2020年05月08日
  • 作者: Andy Colthorpe

    Andy Colthorpe

    记者,Solar Media Limited 旗下 PV-Tech

    安迪•科尔索普于2013年夏加入PV-Tech团队,此前曾在新闻会展信息公司拥有五年的记者工作经验。安迪于2004年毕业于牛津大学彭布罗克学院(Pembroke College, Oxford University),并获得东方研究学位,主攻日本文化、语言和历史。他对当前时事、文学、历史、体育和嘈杂音乐十分感兴趣。安迪目前为PV-Tech、《Solar Business Focus》和《Photovoltaics International》撰写各类文章,并有效利用了其对日本的了解。他对在一个可促使整个世界对其产生关注的产业内工作,以及产业为化石燃料和核能提供可行的商业化替代方式时所遇到的挑战津津乐道。安迪还十分享受在太阳能产业内所进行的研究、撰写、项目参与等工作,并表示自己总是会受到共事之人的热情感染。

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  • 翻译: Selina Shi

    Selina Shi

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加拿大能源基础设施公司AltaGas的一处项目中的锂离子电池架

加拿大能源基础设施公司AltaGas的一处项目中的锂离子电池架

随着成本的持续下跌,电池储能相对于化石燃料的竞争力也越来越强。对许多业内人士来说,这并不出人意料。

在上周,我们写道,彭博新能源财经的分析报告强调称,对于需要供电两小时的设施而言,电池击败了燃气电站。

2019年一季度,锂离子电池储能的LCOE(平准化度电成本)基准价格达到每兆瓦时187美元,构成了对煤炭和天然气的威胁。自2012年以来,该价格已下降了76%并且还在继续下降。

目前,对于放电时长4小时的电池储能而言,这一数字已降至150美元/MWh。

储能观察作者Andy Colthorpe采访了最新版LCOE报告的主要作者、彭博新能源财经的Tifenn Brandily。包括电池储能在内,这份报告涵盖了全球47个区域市场的太阳能、风能及20多项其他技术。

储能观察:能不能谈谈你是如何得出LCOE和基准价格的。我也了解到,在全球范围内,这些数据存在一定差异,150美元/MWh是一个平均值么?

先打个比方,你可以把电池储能电站想成一个燃气电站。它有燃料成本,而电池的燃料成本就是你给电池充电所需支付的电量。

电站有一个平价发电成本,或者说放电成本。这意味着,如果你把所有项目成本除以放电量,或者更确切的说,把所有项目成本按照放电量平摊,就会得到一个平价成本数,这一数字代表了为收回所有成本以及实现项目权益率目标需要的兆瓦小时。

在全球范围内进行这种计算的话,包括充电成本在内,我们对近期融资项目的LCOE评估价为150美元/MWh。这就是我们的基准成本。围绕着这一基准,我们确定了一个范围,始于中国115美元/MWh的评估价。

中国市场的LCOE之所以最低,存在三个原因:中国厂家主要使用的不是镍锰钴(NMC),而是磷酸铁锂(LFP)。从资本支出的角度而言,它们的价格更低。

第二,中国的竞争非常激烈,很多不同的企业都想进入这个市场。现在,中国还处于相对早期阶段,但预期未来会出现增长。第三,中国厂家与电池供应链和电动汽车制造供应链非常接近,因此更加容易降本。

反过来说,印度是LCOE比较高的国家。印度市场相对不成熟,融资成本较高。由于电池储能项目的资金密集,你所获得的大部分收益都会用于资本支出。

规模扩大,储能时限慢慢变长

储能观察:全球范围内,电池储能LCOE大幅下降的原因是什么?

制造规模扩大带来的标准化和批量化生产会令价格下跌。技术升级、化学成分优化、能量密度越来越高也是其中原因。此外,行业下游因素也在发挥作用。

做为降低平准化放电成本或平准化度电成本(LCOE)的手段,开发商们致力于提高电力输出,延长储能时限。电池系统的设计和储能时长对收入来源有重要影响。

除了规模扩大外,储能时长也在缓慢增长。2015年融资项目的平均时长为1.5小时。2020年,储能时长预计会达到约2.2小时。这是规模升级中的一个因素,也就是从规模角度来说的兆瓦时或储能时长效应。

此外,还有兆瓦和功率输出效应。回望2015年,当时融资项目的平均规模是2.9MW,公共事业项目电池规模相对较小。2020年,我们数据库中的项目的平均规模约为21MW。这一变化的意义重大,你可以在电力输出和储能时长两方面博弈以降低每兆瓦时储能成本。

储能观察:在全球市场真正起飞之前的很长一段时间里,无论技术多么先进,如果人们既不采购,也不安装,那也无济于事。这种规模化成就是否表明,市场越来越适应这种类型的开发项目,尤其是电网运营商?

当然,我认为仍存在一些问题,比如正在调查当中的韩国电池起火事件。还有另一些问题,比如说这种技术是否可以实现项目规划的预期效果等。但总体而言,需求方面肯定是有变化的。

部分原因在于政府支持。举例来说,如果你在美国开发储能和太阳能共址项目,就可以获得投资税收优惠。这会减少资本支出,至少会在成本上鼓励你。但我认为,电池组价格的下跌也会带来需求的变化。

成本下降时,你可以在短期平衡市场上与开放式循环燃气轮机(OCGT)这类技术展开竞争,推进市场机遇。为调峰电站提供汽轮机的汽轮机制造商近些年吃了不少苦头。

其中一小部分原因是储能规模的扩大以及两小时以下储能时长的短期平衡。但我认为,两小时以上的项目预计会越来越多。由于成本下降,储能时长会从两小时增长为四小时。

在比较OCGT和电池成本时,可以看一看每兆时美元成本。在两小时以下时,电池更便宜。如果需要削峰,那么安装电池的成本会低于OCGT或往复式燃气发电机组电站。

但是,除此之外,由于电池成本会随着放电时长的增加迅速增长,如果要在日间削峰3-5小时,还不如投资OCGT和燃料。显而易见,电池的放电时长有限,可以投入的资金量决定了电池的放电时长。

如果电站调峰时间超过4-6小时,那么可以满足需求的是燃气供应。所以,电池肯定是存在限制的。

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(责任编辑:Selina Shi)

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