新能源储能成本

2025年，中国储能产业迎来历史性转折点：储能度电成本首次降至0.3元/kWh以下，仅相当于五年前的40%。 这一突破性进展标志着行业进入“经济性驱动”的新阶段。 随着中国储能2024年装机量同比增长60%至137.9GWh，储能产业正以技术革新与成本重构为引擎，重塑新能源发展格局。 据行业数据显示，2025年锂电储能度电成本已降至0.25-0.35元/kWh，较2022年降幅高达40%；钠电池成本下探至0.3-0.5元/Wh；全钒液流电池也降至0.30-0.50元/kWh。 这一成本结构颠覆了传统能源系统的经济模型，为高比例新能源接入提供了坚实支撑。新型储能如何促进新能源+储能对传统油气能源的替代?我国新型储能出货量占全球的90%，应用量超过全球的40%，带动材料生产、设备制造、储能集成、投资应用与相关服务五大环节飞速发展，吸引了大量海内外优秀人才在中国创业，我国已经成为世界新型储能研发和生产中心，促进新能源+储能对传统油气能源的替代。 从应用看，新型储能是新型电力系统不可或缺的重要组成部分。 定位方面，新型储能为整个新型电力系统服务效率高、成本低，不应定位为仅为新能源服务。 表现在电力市场中，就是现阶段独立储能、工商业用户侧储能收益高，新能源配储收益低。 作用方面，新型储能在电力系统中既发挥类似抽水蓄能的作用，打通大电网调节“主动脉”，又能够解决分布式光伏、用户侧负荷等“毛细血管”问题，并获取合理收益。. 23 年以来储能投资成本有何变化?23 年以 来储能投资成本持续快速下行，参照储能与电力市场 8 月招标数据，2/4h 储能 EPC 平均报 价已经分别降至 1.13/0.72 元/Wh；假设储能电站年循环次数 325 次，0 成本充电，其他参 数在下表假设下，我们测算 2/4h 的储能电站 LCOS 分别为 0.45/0.30 元/kWh，理论上度电 成本已经较低。 但由于实际运营中的利用率制约，实际充电费用不为零，储能度电成本实际运营中可能还 有 0.43~0.63 元/度，甚至更高。 储能电站实际运行情况较理论测算仍存在较大差异；参照 中电联发布的 24H1 储能电站运行数据，日均等效充放电次数为 0.63 次（相当于年完整循 环次数 228 次）。. 国内储能电站成本构成如何?1. 国内储能电站成本构成 2023年以来大型储能系统价格随着 电芯 和 PCS 报价下降而逐步走低，国内系统集成价格从1.4 元以上，跌至目前0.6-0.7 元/Wh 区间。 欧美市场储能系统报价也从1.8 元/Wh 以上，跌至1.15-1.3 元/Wh 附近。. 新型储能技术有何优势?新型储能技术（以锂离子储能为代表）当前由于电池造价高、调用率低等因素，电化学 储能度电成本我们估算在 0.43~0.63 元/度，在各类灵活性资源中偏高，但作为灵活性 资源新型储能具备响应快、持续时间长、资源潜力不受限等明显的优势，这也意味着储 能若实现进一步技术降本至 0.3 元/度以下（我们测算认为随着利用率提升、配储时长 提升、单位投资成本降低，电化学储能度电成本有望下降至 0.25 元/度），将成为中长 期主力的灵活性资源； 2.. 储能技术降本至 0.3 元/度以下将成为中长期主力的灵活性资源吗?这也意味着储能若实现进一步 技术降本至 0.3 元/度以下，将成为中长期主力的灵活性资源。 储能电站虽然理论可以实现 平价，但实际运营仍然存在多重卡点导致调用率偏低，实际成本高于理论成本。 我们预计 新型电力系统设计通过源网荷储、共享储能等模式创新有望带动储能调用率提升、从 2 小 时提升至 4 小时储能时长进而摊薄度电成本，而储能度电成本的下降又将提升其他电力系 统灵活性资源中的电网调度优先级，进而形成调度率提高→成本下降的正向循环。 储能度电成本理论值和实际值或存在较大差距，调用率制约实际运营表现 从理论角度出发，随着系统造价下降储能度电成本理论上已降至 0.3~0.45 元/度。