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研究背景与范围
储能被认为是实现低碳电力系统的关键技术。但是，现有研究集中在投资成本上。不同储能技术的未来全生命周期成本（即平准化储能成本，levelized cost of storage，LCOS）尚待探讨。本文预测了9种储能技术在特定12种应用场景的全生命周期成本。研究发现，除了长时间放电应用场景外，其他特定的储能技术不太可能竞争过锂离子电池。它们的性能优势不会超过锂离子电池成本下降的速度。本文结果可能影响储能的商业和研究策略，引导投资转移到替代技术的性能改善上，或者将重点放在锂离子电池上。
文章亮点
评估了2015年至2050年间9种储能技术在12种应用场景下的全生命周期成本。
12种应用场景中，最低的全生命周期成本在2030年和2050年分别降低了36%和53%。
从2030年开始，锂离子电池在大多数应用中最具竞争力。
抽水蓄能、压缩空气和储氢最适用于长时间放电的应用场景。
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。因此，该度量标准考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，可以直接与发电技术的平准化度电成本（LCOE）相类比，是进行储能技术成本比较的合适工具。
LCOS可以描述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，它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。其定义为
公式包含决定储能技术的全生命周期成本所需的所有要素：投资成本、运营维护（O&M）成本、充电成本和报废成本之和除以投资期间的总放电量。假定所有投资成本都是在第1年产生的，其他持续成本每年（n）累加直到寿命结束（N），以折现率r进行折现。如果是需要储能系统提供有功功率的应用场景，则改为计算其年化容量成本。本文未考虑需要提供无功功率的场景。
本文研究2015至2050年期间在12种固定式应用场景中的9种储能技术，计算特定场景下某项技术的LCOS。全部的输入参数和输出结果都可在线下载，交互版LCOS计算模型也可从EnergyStorage.ninja获得。
文中给出了不同储能技术在不同应用下适用性的定性描述，具体见原文表1。
各技术的成本、性能数据以及应用需求来源可见原文表S4、图S1。LCOS计算的蒙特卡洛模拟考虑了各技术参数的变化和不确定性，根据结果确定每种技术在各年份中不同应用场景下表现出最低LCOS的可能性。以二次响应应用场景为例，考虑4种最具竞争力的储能技术，下图左上角是该场景的技术条件，右上角是各年份某项技术具有最低LCOS的概率（柱状）以及该技术的平均LCOS（折线），下方是基于蒙特卡洛模拟预测的LCOS及其不确定度范围。
二次响应的特点是放电时间短、充放循环频繁。它可以大规模运行并且不需要快速响应，这使地理条件优越的抽水蓄能非常适用。抽水蓄能在2015年的LCOS最低（150~400 US$/MWh），原因是其使用寿命超过30年，年循环多达1000次，尽管其投资成本较高。飞轮储能的平均LCOS远高于抽水蓄能，投资成本的不确定性使得其LCOS最低的可能性很小。预计电池技术的投资成本将大大降低，这意味着到2030年，全钒液流电池和锂离子电池可能是最具成本效益的技术，尽管其寿命可能分别只有8年和13年。
本文所研究的所有9种技术具有最低LCOS的概率，以及12种应用场景下最具成本效益的技术及其平均LCOS见下图。
预计电池技术成本的降低会限制抽水蓄能和压缩空气的竞争力。电池技术在2025年以后的大多数应用场景中展现出最低LCOS的可能性最高。到2030年，锂离子电池在大多数应用中似乎最具成本效益，尤其是放电时间小于4 h且年循环小于300次的场景，例如电能质量和黑启动。对于要求更大放电持续时间和循环的应用场景，全钒液流电池仍然具有竞争力，尽管它从来不是最有可能提供最低LCOS的技术。这些应用场景包括供电可靠性（> 4 h）或二次响应和电费优化（> 300次循环/年）。对于放电时间超过700 h的季节性储能，储氢可能会最具成本效益。
平均而言，相较2015年，最有可能实现最高成本效益的技术的平均LCOS到2030年和2050年将分别减少36%和53%。对于年循环≥300次的应用场景，LCOS从150~600 US$/MWh（2015年）降低至130~200 US$/MWh（2050年），在年循环50~100次的应用场景中从1000~3500 US$/MWh（2015年）降低至500~900 US$/MWh（2050年），年循环≤10次的应用场景中，成本永远不会低于1500 US$/MWh。年循环次数条件非常重要，因为它影响了单位装机容量的能量吞吐量。每年吞吐一定能量的储能装机容量越低，LCOS就越低，造成该结果的原因是LCOS计算公式中投资成本所占比例较高。
另一个LCOS影响因素是放电持续时间。在年循环次数相近的应用场景下，更长放电时间的应用场景具有更低的LCOS。一项储能技术放电持续时间的增长将导致放电量的增加，但是总投资成本的增加相对较少，因为这仅影响能量成本，而功率成本却未受到影响。
以下2个视频研究了最具成本效益的技术相对于放电持续时间和年循环次数的敏感度。第1个视频演示了所有的9项储能技术，第2个视频未包含抽水蓄能和压缩空气储能，因为它们的地理适应性有限。视频中圈码所在位置代表上述12种应用场景的技术要求。不同颜色代表具有最低LCOS的技术。阴影表示第二高效益技术的LCOS有多少，较亮的区域表示两种技术之间存在竞争，LCOS差距小，而较暗的区域表示最高效益技术的强大成本优势，LCOS远大于第二高效益技术，空白表示前两种技术的LCOS相差不到5％。年循环超过1000次位置的锯齿形反映出在更高频充放电时寿命显著减少，影响了单项技术的竞争力。计算电价为50 US$/MWh，所有输入技术参数均列在原文附表S4-S8中。
抽水蓄能、压缩空气和飞轮储能在2015年的放电持续时间和年循环次数组合的整个频谱中是最有竞争力的技术。抽水蓄能的优势在于其良好的循环寿命以及较低的能量投资成本和中等的功率投资成本。压缩空气在超过45 h的放电应用中更具竞争力，原因是能量投资成本大大降低。飞轮在年循环5000次以上和0.5 h以下的放电应用中更具竞争力，原因是其循环寿命更长，功率成本更低。
根据投资成本的下降来预测未来的LCOS，表明到2020年锂离子电池将在低放电持续时间应用场景下具有成本优势，因为它们具有更好的循环寿命，因此在高频充放场景中可以与全钒液流电池和飞轮竞争。但是，就以功率为重点的年化容量成本而言，由于在100%深度放电以下工作时循环寿命显著提高，锂离子电池在与一次响应相关的高频应用组合中具有强大的成本优势。
随着投资成本的不断降低，锂离子电池可以在高频充放场景下胜过全钒液流电池，并在长放电持续时间下取代抽水蓄能，到2030年成为大多数应用模型中最具成本效益的技术。与此同时，储氢在长放电持续时间场景比压缩空气更具成本效益。
不考虑抽水蓄能和压缩空气储能时，储氢在2015年已经是当放电时间超过1天时最具成本效益的技术。钠硫电池和铅酸电池在每年循环300次以下应用中占主导地位，锂离子电池、全钒液流电池和飞轮储能在每年循环300次以上应用中占主导。未来的LCOS预测表明，对于放电时间低于8 h大多数应用场景，锂离子电池具有成本竞争力，在年循环低于300次和高于1000次的应用场景中，锂离子电池具有极强的成本优势。在300~1000次循环之间，全钒液流电池的成本效益最初增加并在之后下降，展现了其与锂离子电池相比成本降低的动态过程。作为相对不成熟的技术，液流电池可能会在短期内实现较大的成本下降。经验曲线分析显示，长期看来锂离子电池有更强的成本下降潜力，很可能在2030年之前取代所有其他电池技术，并与飞轮和储氢一起主导所有放电时间和循环次数的应用场景组合。
下图显示了针对所有放电时间和循环次数应用场景组合的最具成本效益储能技术的LCOS，计算电价为50 US$/MWh。最低的LCOS是通过抽水蓄能在中等放电时间（约4 h）和频率（约1000次/年）组合下实现的。2015年，LCOS的范围为100~150 US$/MWh，相当于新建抽水蓄能设施的成本。LCOS的增加与年循环次数和放电持续时间的减少成比例，因为它们决定了全寿命周期内所释放的总能量，即LCOS公式的分母。当电价从50提高10倍，到500 US$/MWh，充放电效率将变得更重要。因此，高效的锂离子电池将在高循环次数应用中取代抽水蓄能，还会在长放电时间应用中比压缩空气和储氢更具竞争力。
工业项目将对不同储能技术使用不同的折现率，以反映技术和商业的成熟度。如果对全钒液流电池采用4%的折现率，对超级电容采用0%的折现率，那么它们的LCOS将分别平均降低15%和36%。到2030年，超级电容将取代飞轮，成为超过5000次循环应用场景最具成本效益的技术，在500~1000次循环之间的应用中全钒液流电池将取代的锂离子电池。但是，抽水蓄能和压缩空气的成熟度以及锂离子电池储能系统的最新部署水平表明，这些技术更有可能受益于较低的折现率，从而进一步提高其成本优势。
不确定性的另一个来源是未来的技术进步，可能使LCOS低于上图所示。本文发现LCOS对充放效率、循环和日历寿命最为敏感。例如，如果全钒液流电池的充放效率每年提高1%，其效率会从2015年的73%提高到2030年的85%，将使该技术在高频应用下比锂离子电池更具成本效益。如果循环和日历寿命每年增加2.5%，也将具有相同的效果。
本文研究结果探索了最广泛使用的固定式储能技术未来的LCOS潜力，并为讨论储能技术的竞争力及其影响因素奠定了量化基础。这些结果可以帮助指导研究、政策和投资活动，以确保以经济高效的方式部署储能技术，实现向安全且可负担的低碳能源系统的成功转型。
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