电动汽车储能投资成本及价值分析

近期，国家发改委能源研究所、自然资源保护协会、中关村储能联盟合作撰写的《电动汽车储能应用潜力及成本分析》报告对未来中国电动汽车储能潜力进行了展望,并评估了各类电动汽车储能方式经济性。该报告指出，电动汽车储能可显著提升电力系统可再生能源消纳能力，且各类电动汽车储能方式都有望在2030年前实现峰谷差平价，其中有序充电和电池更换平价时间更能出现在2025年前。

以下为报告摘要：

一、电动汽车储能应用潜力

电动汽车可通过有序充电、车电互联、退役电池储能等方式直接或间接参与电力系统运行,实现与储能相同或相似的系统应用价值。考虑到未来电动汽车的高市场渗透率,其2030年理论储能规模可满足高比例可再生能源系统中小时级电力平衡,有效解决当前困扰可再生能源发展的电力系统短期调峰能力不足的问题。

以下2017-2030年四类电动汽车储能方式理论储能规模预测结果,其中有序充电(SC)规模相对偏低,日均可调节量为947GWh;车电互联(V2G)规模最高,理论储能容量达到5075GWh。

二、技术经济性分析

(1) 投资成本

在各类电动汽车储能方式中,有序充电相对成本最低,但其储能应用潜力受限于出行强度;车电互联储能应用潜力最高,但其市场化推广取决于电池技术进步与成本下降速度;电池更换储能平准化成本(全生命周期成本)与峰谷价差的平价时间最早,但其应用存在一定车型种类和出行规律要求。综合LCOS分析结果,各类电动汽车储能方式都有望在2030年前实现峰谷差平价,其中有序充电和电池更换平价时间更能出现在2025年前。

1)有序充电

与电力需求响应类似,电动汽车有序充电的成本很大程度上受用户参与意愿度的影响。用户参与有序充电存在行为成本,不同种类电动汽车用户存在较大成本差异。与传统用电负荷不同,电动汽车充电与用车行为并不同步,在车辆停驶时段调节充电时间不会对用户出行带来显著影响,其参与需求响应的行为成本相对较低。总体而言,出租车、共享车等运营车队参与有序充电的行为成本较高,私家车参与有序充电的行为成本较低;公交、物流车辆在运营高峰时段有序充电的行为成本偏高,在运营低谷及夜间参与有序充电的行为成本较低。

2)车电互联

除车辆行驶所需电能外,V2G可将动力电池剩余电能反送电网,从而实现与固定电池相似的储能作用。但与有序充电不同,电动汽车V2G涉及车载充放电机或新型电机控制器的硬件升级,因而会带来较为明显的新增投资。与固定电池储能系统类似,储能单元(动力电池)成本是V2G经济性的重要影响因素。

从2013到2017年,成本下降了约三分之二。随着电芯能量密度提升和系统设计的优化,动力电池制造成本还将不断下降,2020年纯电动汽车电池系统单价有望降至1元/Wh15。2016年共有196家BMS配套企业,国内企业产品装机量达49.5万辆,占比95.8%。随着BMS出货量扩大,BMS价格也在持续下降,以乘用车为例,2016年BMS出货价格在1万元/套左右,比2012年下降50%。2020年BMS价格有望控制在3000-5000元/套。

3)电池更换

电池更换的投资包括换电与充放电设施投资,以及额外备用电池投资等。由于换电设备和电池充电设备属于交通部门的已投入成本,因此本研究主要聚焦因电池参与储能所新增的电池老化及放电设备的投入,其中电池参与储能服务的老化成本可纳入可变运维成本,放电设备成本主要考虑功率转换装置中新增的逆变器成本。这与V2G情况相似,不同点在于V2G车辆属于分散接入,而电池更换所需的充电和放电设备可以集中安装和集中运行,因此就单位千瓦投资而言,电池更换模式中的新增功率元器件投资相对更低。

4)退役电池

动力电池的利用应遵循先梯级利用后再生利用的原则。电动汽车对车载动力电池的容量、比能量等性能参数有较高要求,当动力电池性能难以满足车用标准时必须对电池进行更换。从电动汽车上退役的动力电池通常还保有相当容量保持率,可应用在对能量密度要求不高的固定储能应用场景。对退役动力电池进行梯次利用将有助于降低电动汽车用户及电力系统的储能成本,让较高的储能成本能够在较长的使用寿命中在一次、二次用户中进行分摊。然而当前退役电池梯次利用存在一定成本问题。梯次利用所涉及的回收、拆解、检测、集成都会对退役电池梯次利用经济性产生影响。同时,随着动力电池市场规模不断扩大,新电池成本及价格将快速下降,继而对电池梯次利用市场竞争力产生威胁。

(2)全生命周期成本

对于实际的储能项目投资,全生命周期成本更加具有现实意义。全生命周期包含所有固定及可变运维、退役部件更换、拆除回收及初始投资成本(Ccap)。全生命周期成本可通过平准化方式表示,如元/年或元/千瓦时等。

对比四类电动汽车储能LCOS可见,固定电池储能虽然初期成本较低,且可能较早进入峰谷差平价(低电池成本情景),但后期成本下降速度较慢,若单纯依赖储能行业市场需求,其成本下降速度不足以使其平均平准化成本在2030年前实现峰谷价差平价。

对于V2G,除常规成本因素外,电动汽车用户的参与意愿同样影响到其实际应用。不同于固定电池储能,V2G车型动力电池涵盖交通运输和电力系统储能两层应用,其综合经济性和市场接受度受两方面因素共同影响。本研究假设动力电池优先服务于交通出行,当其单次充电续航里程和全生命周期续航里程同时能够满足交通出行需要时,其电力系统储能应用价值开始体现。2017年国内新售电动汽车单次充电续航里程普遍达到300公里以上,基本可满足用户日均出行需求;以电池容量30千瓦时、充放电循环寿命1000次、车辆能效0.15千瓦时/公里计算,可累计支持电动乘用车续航约20万公里。考虑到技术进步驱动电池容量及循环寿命等参数提升的效果,预计到2025年新售电动汽车动力电池可普遍达到30万公里的累计续航能力,届时V2G将开始得到实际应用,其LCOS在0.33-1.09元之间,平均成本降速下LCOS为0.57元,低于典型地区峰谷价差水平。

电池更换成本下降轨迹与V2G十分相似,主要差异在于因集中安装功率转换装置而降低的投资成本,该储能模式的峰谷差平价时间也因此在四种模式中出现最早(约2022年)。

退役电池储能成本需要基于动力电池初始购置成本测算。因缺乏历史数据,本文退役电池储能平准化成本预测的起始时间为2021年,其成本下降轨迹呈现先快速下降,后明显趋缓的态势,反映出其初期购置退役电池成本低的优势和后期梯次利用成本降速偏慢的特点。从LCOS看,退役电池储能的峰谷差平价时间为2025年,此后成本下降速度相当有限。

三、电动汽车储能价值

在电力市场中,电动汽车用户、充电运营商或充电负荷集成商是电动汽车储能服务的提供方,其产生的成本可通过降低容量电费、电量电费等方式获得补偿。各类发电商、电网公司分别通过降低燃料/减少弃风和减少输配电设施投资获得价值。

充电价格是分配储能价值在各利益相关方分布最为直接的方式,固定不变的充电价格显然难以吸引电动汽车用户通过响应电价参与储能服务,不但抑制了储能价值的生成,更阻碍了价值在不同利益相关方间的流动。为充分发掘电动汽车的储能价值,国外部分地区已开始探索充电价格政策创新。

四、政策建议

电动汽车具有可观储能潜力和经济性,应尽早通过政策布局予以合理引导。本报告因此提出以下政策及商业模式建议。

1.降低电动汽车充电服务市场门槛

虽然电动汽车具有极大储能应用潜力,但其储能应用价值需要通过合理的市场机制予以挖掘。电动汽车储能具有单位规模小、用户分散、接入点环境复杂等特点,大量电动汽车用户分散纳入系统运行难度大。特别对于私家电动汽车用户,目前仍面临住宅、办公地点停车场地有限、充电设施安装难的问题,需要通过机制与模式创新予以解决。因此,建议放开住宅及办公地点充电市场,允许公共充电服务公司通过集中建设、集中运行的方式为私家电动汽车用户提供充电服务,从而为未来电动汽车充电行为集中引导奠定基础。

2.创新电动汽车充电价格机制

现行电动汽车价格由充电电价与充电服务费构成,分别反映充电电量及充电基础设施投资成本。然而,与传统的用电负荷不同,电动汽车具有较强的灵活调度能力,当前电动汽车充电电价往往直接采用固定电价,无法形成对充电行为的有效引导。适度扩大电价峰谷差及提升电价波动频次有助于激励电动汽车用户参与充电负荷调节。因此,应鼓励对私人充电桩执行峰谷分时电价,逐步放开公共充电桩目录电价管理,鼓励有条件的地方基于当地负荷及新能源发电特性,引入灵活的分时充电价格机制。对于V2G及退役电池储能等具有放电能力的并网方式,建议参考用户侧峰谷电价制定放电价格,或将电动汽车V2G及退役电池储能纳入分布式发电资源管理,鼓励电动汽车放电参与电力就近交易。除提高电力系统灵活性外,充电服务还包含一系列商业推广及大数据价值,现行基于充电设施建设成本的价格机制难以充分激励社会资本投入充电设施投资运营。因此应首先理顺电动汽车充电价格机制,有序放开电价与服务费政府管制,允许充电服务商与分散电动汽车用户签订灵活的充电服务价格套餐。此外,应鼓励充电服务商参与直购电和现货市场交易,消除上游波动性可再生能源电力与下游电动汽车灵活负荷之间互动的价格障碍。

3.以绿证/碳积分激励有序充放电

单纯追求车辆数规模无法真正促进电动汽车对可再生能源的有效消纳,为激励电动汽车用户参与电力系统调峰服务,充分体现电动汽车利用可再生能源的全生命周期环境价值,同时在电动汽车补贴退坡后保障电动汽车综合经济性,建议将绿色证书/碳积分奖励纳入电动汽车电力消费环节,对参与电力需求响应及储能服务的充放电行为,按照单位千瓦时“转移”电量,给予绿色证书或碳积分。对于未参加绿色证书或碳积分交易的有序充放电量,建议减免征收可再生能源电价附加。

4.开展电动汽车储能运营综合试点

电动汽车储能需要交通、能源、建筑等多部门技术与机制创新,应首先通过开展综合试点予以验证。因此建议结合新能源示范城市、电动汽车示范运营区、电力现货市场交易、分布式能源市场交易等项目,协调发改、能源、工信、住建等政府职能部门,引入集中充电设施建设与运行模式,放开充电政府定价,探索适应我国国情的电动汽车储能商业运营模式。