储能系统降本路径有哪些？

储能系统招标价格下压，降本路径任重而道远。

储能系统中标价格不断下探，专业化竞争拉开序幕：以2小时磷酸铁锂电池储能系统（不含用户侧应用）为例，2023年6月储能系统中标均价为1082.00元/kWh，较1月下降25%。其中，华电集团2023年第一批5GWh磷酸铁锂电化学储能系统框架采购项目竞争最激烈，共56家企业参与竞逐。我们预测到2030 年，各类储能技术的度电成本将实现10%以上的降幅。其中，如果2020-2030年锂离子电池容量成本、功率成本下降 20%，2030 年其LOCE有望低于现阶段最经济的抽水蓄能。

目前国内储能市场采用招标制竞争，而储能系统中电池占比最高，达60%以上。以2023年6月的中标项目为例，电池企业和储能系统集成企业同台竞争，其中储能系统企业中标量最大，达到8GWh，占比接近60%。根据CNESA统计，电池企业的整体投标报价水平略低于专业集成商，基本在1.06元/Wh以内，最低投标报价达到1.00元/Wh，而大部分系统集成商的报价基本在1.1元/Wh左右。因此在招投标市场中，自产电芯的储能系统企业成本更低，在项目报价中呈现出更强的竞争力。

据GGII研究，大电芯优势体现在五方面：1）在PACK端零部件使用量减少，拥有成本优势；2）高集成度，体积能量密度更高；3）相同系统电压下，更容易获得高容量，安全性提升；4）串并联电芯减少，BMS数据采集与监控精度提升，安全性更有保障；5）在后端集成领域装配工艺简化度高，可大幅度节省土地基建、集装箱等方面的成本投入；6）可支持更大时长储能系统。

三大工艺路线尺寸大型化：全球范围看，储能电芯有软包、大圆柱和方形三大产品路线，均呈现容量向上趋势。另外，圆柱电池仅使用卷绕工艺，软包工艺仅使用叠片工艺，方形电池既可以使用卷绕也可以使用叠片工艺。而中短期来看，集中式储能的主流电芯方案仍以方形路线为主。方形电池市场占比从2018年的74%提升到了2021年的87%。

 叠片电池符合大容量趋势：叠片电池具备性能优势，与大容量电池生产工艺的匹配度更高，叠片电池将成为新的增长极。据GGII调研，2022H1方形叠片电池在储能市场已出货3GWh以上，整体渗透率约为7%，广泛应用到户储、国内工商业储和源网侧储能项目中。

截至2022H1， 280Ah大容量电芯在国内工商业侧渗透率已达60%以上，且已逐渐被大型储能市场认可。海辰储能表示，使用320Ah电芯，20尺集装箱，可搭载容量超过5MWh+，实现系统成本降低约12.5%。对于同样规模的项目，可以降低集装箱使用量13.04%。由于海外项目涉及长时间运输以及存储， 320Ah电芯组装的储能系统6个月后电量仍可满足5MWh，无需额外电量。据GGII不完全统计，当前已经超25款300Ah+储能电芯问世。在此趋势之下，大容量储能系统产品更具优势。

电芯循环寿命是当前全生命周期度电成本中的核心影响因素：电力储能项目投资关注点短期内以初始投资成本为主，中长期将转向全生命周期成本。循环寿命越高，全生命周期度电成本越低。随着电力市场化的持续推进，以目前独立储能电站、工商业储能每日“两充两放”计算，一年的循环次数为 730 次，若储能电站的使用周期为20 年，则需要整个储能系统的寿命为 14600 次。据GGII统计，当储能电池循环寿命提升到10000次，储能成本将降至1000元/ kWh以下，扣除充放电损耗和折旧，度电成本将低于0.16元，低于抽水蓄能。

高压级联具备性能优势，有望成为大储主流：1）大幅缩小电池堆物理空间；2）单体电池容量提高，电池利用率突破85%，系统响应时间短；3）降低成本。首先因电池SOC衰减问题，20MWh的输出容量，集中式方案需要配23MWh的物理容量，而高压级联仅需配22MWh，节省电池成本6-7%。另外，其拓扑构造还节省了10%的变压器和开关柜的制造成本；4）使用电芯更少，储能系统的生命周期更长。