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报告概述

本研究由EPRI与LDES理事会合作，通过向技术开发商发放调查问卷，收集成本、性能和技术成熟度数据，并标准化至统一基准（美国本土48州），旨在为公用事业、系统规划者和政策制定者提供可操作的成本信息，支持资源规划、建模和投资决策。报告将技术分为五大类：日间电化学、日内压缩气体、日内泵热储能、多日储能和热能存储，并分别呈现2025年及2030年的总工厂成本（TPC）范围。

报告的核心结论

多数LDES技术预计2030年成本较2025年显著下降

根据提交的成本数据，日间电化学储能类别TPC平均降幅约37%，日内压缩气体储能降幅6%-25%，热能存储降幅16%-47%。下降主要由持续研发、性能提升和规模经济驱动。

不同技术类别成本结构差异明显

日间电化学储能2025年TPC范围为220-572美元/kWh，2030年收窄至244-358美元/kWh；而多日储能（100小时）2030年TPC仅为26-38美元/kWh，但单位功率成本较高。热能存储（P2H）2025年TPC为24-132美元/kWhth，2030年降至20-82美元/kWhth。

多日储能技术单位储能成本最低，但功率成本高

多日储能（≥100小时）2030年TPC为26-38美元/kWh，远低于其他类别，但充电和放电功率成本相对较高（充电217-1142美元/kW，放电208-1188美元/kW），适合低频长时应用。

热能存储技术成本下降空间最大

该类别2030年TPC预计较2025年降低16%-47%，且目前技术仍处于成本曲线早期阶段，随着供应链建立和规模化生产，成本将进一步下降。

报告回答的关键问题

长时储能技术当前成本水平如何？

报告显示，2025年日间电化学储能TPC为220-572美元/kWh，日内压缩气体为158-471美元/kWh，热能存储为24-132美元/kWhth。不同技术成本差异较大，取决于技术成熟度和规模化程度。

哪些LDES技术最具成本竞争力？

从单位储能成本看，多日储能（26-38美元/kWh）和热能存储（20-82美元/kWhth）在2030年最具经济性。但需结合应用场景：日间电化学和压缩气体适合10小时调峰，多日储能适用于应急备用和长周期调节。

未来几年成本下降趋势如何？

大多数技术预计到2030年成本下降显著。日间电化学降幅约37%，日内压缩气体下降6%-25%，热能存储下降16%-47%。降本驱动力包括技术改进、性能提升和规模化生产。

如何比较不同LDES技术的性能？

报告采用总工厂成本（TPC）作为主要基准，并标准化至统一项目规模（如100MW/10h）和地理位置。同时提供充电、存储、放电子系统成本及年度运维成本，便于跨技术对比。往返效率（RTE）和寿命也是重要指标。

报告中的代表性数据

低220，高572

日间电化学储能TPC范围

2025年，100MW/10h系统，标准化至美国本土48州位置，单位美元/kWh。

低26，高38

多日储能TPC范围

2030年，10MW/100h系统，单位美元/kWh。

低20，高82

热能存储TPC范围

2030年，25MWth/20h系统，电力转热（P2H）应用，单位美元/kWhth。

以上数据根据报告摘要整理，具体统计口径和数值请以完整报告原文为准。

完整报告包含什么

  • 五类LDES技术的详细技术原理与资源特征描述，包括钠硫电池、钒液流电池、压缩空气储能、热泵储能、多日储能及相变材料等。
  • 完整的数据收集与审查方法，包括TRL评估标准、成本定义（TPC、CAPEX）、数据标准化流程（规模缩放、地点调整）。
  • 2025年和2030年各技术类别的汇总成本表，包含TPC、充电/存储/放电子系统成本及年度运维成本。
  • 与锂离子电池（LFP）和抽水蓄能（PSH）的成本基准对比，分析LDES技术的竞争力。
  • 成本缩放方法论与缩放因子，解释如何将不同规模数据统一至标准基准。
  • 调查问卷原件（P2P和P2H应用），包含项目描述、成本信息、资源特征等字段。
  • TRL等级详细定义（TRL1-9），用于评估技术成熟度及研发进展。
  • 主要结论与建议，包括年度更新、扩大参与、标准化参考等后续行动。

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