储能，指在能量富余时利用装置或介质将能量存储起来，并在需要时再释放的过程，其本质是调节能量供求在时间和强度上的不匹配问题。

未来随着新能源发电占比的提高，对于配套储能/调频的需求将同步提高，储能装机有望迎来爆发增长。

储能项目的收益主要来源于容量租赁、调峰市场/现货市场、调频市场、政府补助和容量补偿等方面。那么，目前储能经济性如何了？

一、储能深刻地改变了电力的生产、消费方式

储能即能量的存储。指通过特定的装置或物理介质将能量存储起来以便在需要时利用。根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。从能量释放的方式看，除热储能外，大部分储能最终以电能形式释放。

储能深刻地改变了电力的生产、消费方式。电力作为一种特殊的商品，本身无法直接储存，发电、输电、配电、用电同步进行，做到实时平衡，没有中间的存储环节。储能的出现和广泛应用，实现了电能在时间上的转移，从而深刻地改变了电力的生产、消费方式，是电力市场的一次革命性突破。

不同储能技术成熟度与成本差异较大。抽水蓄能目前商业化应用最为成熟，作为调峰、调频和备用电源广泛应用于电网侧，主要优点是技术成熟度高、功率和容量较大、成本低，但主要缺点在于受地形制约较大、能量密度较低、总投资较高、投资回收期较长等。以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段，成本仍具备较大下降空间。合成天然气、氢能、压缩空气储能、超导储能、超级电容储能、飞轮储能等仍处于研发阶段。

二、储能成本快速下降

在2023年年初，储能系统设备中标单价都还在1.4-1.6元/Wh之间徘徊，到了9月，单价首次跌破0.9元/Wh。这样的变化离不开储能产业链上游原材料价格的回落。

据悉，皖能电力“十四五”风光装机目标400万千瓦，目前已获得指标超100万千瓦（尚未最终确定）。抽蓄装机目标为控股以及参股各一个体量120万千瓦及以上的项目。

2月17日，针对新能源配储和火电调峰项目经济性的话题，皖能电力回应时表示，目前储能造价1.5~2元/Wh，其次存在调用有损耗以及电芯更换问题，新能源配置储能成本较大。

4月24日，宁德时代回答投资者提问时表示，锂电池、钠电池等在材料价格合适的情况下电化学储能更具成本优势。但这样的优势差距已经在逐渐缩小，其他非锂电池储能技术正在蓬勃发展。

9月11日，中广核新能源2023至2024年储能设备框架集采标段1、标段2开标。标段一、标段二招标规模共计1.25GWh。其中标段一的第三中标候选人中天储能科技有限公司，投标单价已经低至0.85元/Wh，创造了当下已公开的储能设备报价最低记录。

10月11日，三峡能源在投资者活动记录中提及储能成本，公司称：目前常见的锂电池储能建设成本约1000-1500元/kWh，抽水蓄能的建设成本约4500-7000元/kW，压缩空气储能建设成本约4000-6000元/kW，光热电站建设成本约15000-25000元/kW。

振华股份在10月9日的问询函回复中提到，铁铬液流储能系统的成本有望进一步下降，预计到“十四五”末，6小时铁铬液流储能系统价格可降至1500元/kWh。其旗下公司振华新材也曾提到，随着钠电整个供应链的构建成熟，碳酸锂价格降到10万元/吨以下时，钠电仍具备成本优势。

而从全钒液流电池储能系统来说，主要包括电堆、电解质以及其他辅助设备。永泰能源8月21日公告中表示，由于目前公司钒电池生产线正在建设中，初始成本暂未确定。但永泰能源称，以目前行业常规水平初步估算，公司生产钒电池成本可控制在约3元/Wh。同时，永泰能源正在进行电解液技术革新，可通过短流程制备和降低正极电解液用钒量等手段，进一步降低电解液制备成本，从而使得公司钒电池产品具有更高的市场竞争优势。

后来在9月末，永泰能源对外表示，目前公司在已形成的全钒液流电池全产业链基本架构基础上，正积极推动一期3000吨/年高纯五氧化二钒选冶生产线和一期300MW/年新一代大容量全钒液流电池及相关产品生产线建设，相关产线已于2023年6月底开工建设并预计2024年下半年投产见效。储能设备对应的固定资产折旧年限约为20～25年，包含电解液的4小时储能系统残值率约为30%～35%。

三、储能经济性的拐点

电化学储能是通过电池所完成的能量储存、释放与管理过程，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。。电化学储能指的是以锂电池为代表的各类二次电池储能。相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧。相比电磁储能，电化学储能的技术更为成熟、成本更低，商业化应用范围更广。同时，随着近年来成本的快速下降、商业化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且未来仍有较大的成本下降空间，发展前景广阔。

锂电池是最主流电化学储能技术路线。各类电化学储能技术中，锂离子电池累计规模最大，是最主流的电化学储能技术路线。根据CNESA数据，截至2018年底，全球锂电池储能累计装机5.71GW，占电化学储能累计装机的86.3%。锂电池在储能的应用上，以磷酸铁锂电池为主流。

动力电池产业链成熟，带动锂电池价格快速下降。随着新能源汽车的发展，动力电池产业链也逐渐成熟，动力电池企业产能不断扩张，一定程度上出现了产能过剩，带动锂电池价格不断下降。2010-2018年，锂电池PACK价格由1160美元/kWh下降至176美元/kWh（约1.2元/Wh），降幅达85%。展望未来，锂电池特别是磷酸铁锂电池产能压力继续存在，价格具备进一步下行空间。

系统成本不断下降，储能经济性拐点开始出现。除电池成本外，由BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）和施工成本构成的BOS成本也在快速下降。根据麦肯锡数据，2012年至2017年，储能系统中电池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh，平均每年降幅超过25%。

业内一般认为，1.5元/wh的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量型的应用如峰谷套利、新能源配套等。由于电池成本和BOS成本的不断下降，储能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现。

四、储能技术路线经济性测算

对于风电、光伏等间歇式能源而言，当期发电成本、储能度电成本之和低于火电时，其相比火电则更有优势。

例如，在一些资源较好的的地区光伏发电成本在0.1-0.15元/kwh，以国电电力平均上网电价为例，2022年1-6月为0.35元/kwh。因此，若当前储能度电成本可以降低至0.2元/kwh及以下，则光储结合相比火电或具备经济性，而其二者结合提供的电也更加稳定可控。但各地区发电成本、上网电价不同，或存在一定差异性。

现阶段（2020年）来看，各类储能技术度电成本的排序从低到高分别是：抽水蓄能<锂离子电池<全钒液流电池<铅炭电池<压缩空气<钠离子电池<钠硫电池<氢储能。

抽水蓄能仍然是当前度电成本最低的方案，显著低于其他储能技术，锂离子、全钒液流电池储能成本相当，是仅次于抽水蓄能的度电成本较低的技术。压缩空气储能、钠离子电池储能度电成本也处于1元/kWh之下，钠硫电池、氢储能尚不具备成本优势。

而按照此前的假设，我们也可以大致测算出到2030年，各类储能技术的度电成本从低到高排序或依次为：锂离子电池<抽水蓄能<全钒液流电池<铅炭电池<钠离子电池<压缩空气<钠硫电池<氢储能。

也就是说，若锂离子电池容量成本、功率成本在2020-2030年能实现20%的下降，则到2030年其平准化储能度电成本将有望低于现阶段最经济的抽水蓄能。

总体上看，全钒液流电池、锂离子电池均有望实现较大幅度降本，到2030年仍是电化学储能中度电成本最低的两种技术；铅炭电池、钠离子电池、压缩空气储能度电成本其次，氢储能度电成本仍然处于较高水平。