锂电池长时储能的经济性

$阿特斯(SH688472)$ $海博思创(SH688411)$ $阳光电源(SZ300274)$

核心观点总结

长时储能成本现状：目前8小时级别的光储系统度电成本（LCOE）在美国约为 105美元/MWh（约0.75元/kWh），相比4小时系统（约85美元/MWh）有明显溢价。在中国，光热+熔盐储能（6小时+）的度电成本约为 0.537元/kWh，在长时领域已具备相比锂电的经济性优势。

与煤电对比：

在中国，4小时光储系统已在部分地区实现与煤电（约0.25-0.46元/kWh）平价，但8-12小时系统的成本目前仍高于煤电基准价，尚处于经济性拐点前夜。

在美国，光储成本已显著低于新建煤电的高昂成本（71-173美元/MWh）。与燃气发电对比：长时储能（8小时+）目前成本仍高于基荷燃气发电（48-86美元/MWh），但在替代燃气调峰电站（150-250美元/MWh）方面具有极强的经济竞争力。

一、 长时储能（8-12小时）配套风光发电的成本评估

建设8-12小时的长时储能系统（LDES）通常用于解决风光发电的日内波动和跨时段供电需求。随着时长增加，系统成本结构发生变化，锂电池、液流电池和光热储能呈现不同的经济性。

1. 光储系统（锂电池）度电成本测算

在当前技术路径下，锂离子电池仍是主流，但随着时长延长至8小时，其单位成本呈线性增加，导致LCOE上升。

美国市场数据： 4小时基准：光伏+4小时储能的LCOE约为 85美元/MWh（含ITC补贴）。 8小时成本：若将储能时长增加至8小时，LCOE将升至约 105美元/MWh。这意味着为了获得额外的4小时供电保障，度电成本增加了约23.5%。 离网/高可靠性场景：在北美数据中心（AIDC）的离网供电案例中，采用“光伏超配（4-5倍）+ 8小时储能”的模式，测算的度电成本约为 81.5美元/MWh（约5美分/kWh，含补贴影响），若不含补贴则更高。

中国市场数据： 独立储能LCOS：以甘肃为例，独立储能（主要为锂电）的平准化全生命周期成本（LCOS）测算约为 0.29元/kWh（仅存储环节成本，不含发电）。 系统LCOE：中国光伏+4小时储能的LCOE约为 57美元/MWh（约0.4元/kWh），已具备较强竞争力。

2. 替代技术路线：光热与液流电池

对于8小时以上的长时储能，非锂电技术路线显示出成本潜力。

光热发电（熔盐储能）：在储能时长大于等于6小时的情况下，光热+熔盐储能的度电成本明显低于“光伏+锂电池”或“光伏+压缩空气”。目前光热+熔盐储能的度电成本约为 0.537元/kWh，且具备进一步下降空间。

液流电池：全钒液流电池适合长时储能，其电解液成本占比较高（约43%），但电堆与电解液解耦，边际扩容成本较低。目前已有百兆瓦级示范项目。

二、 与煤电成本的比较

光储系统在短时（2-4小时）领域已对煤电形成挑战，但在8-12小时的长时领域，煤电仍具有基荷成本优势，尤其是在中国。

1. 中国市场：煤电仍是低成本基石

煤电成本：中国燃煤发电的基准上网电价约为 35-65美元/MWh（约0.25-0.46元/kWh），全国平均燃煤标杆电价约为 0.37元/kWh。

对比分析： 短时（2-4h）：光储（2h）成本约43美元/MWh，光储（4h）约57美元/MWh。在部分省份，4小时光储已接近或低于煤电价格，具备替代经济性。 长时（8h+）：8小时光储系统的成本（如光热0.537元/kWh或锂电更高）目前仍显著高于煤电标杆价（0.37元/kWh）。要实现完全替代煤电基荷（24小时稳定出力），光储成本需进一步下降。

2. 美国市场：光储已优于新建煤电

煤电成本：美国煤电的LCOE范围极宽，为 71-173美元/MWh，受制于环保法规和燃料成本，新建煤电极其昂贵。

对比分析：即使是成本较高的8小时光储系统（~105美元/MWh），也处于煤电成本区间的中下部。因此在美国，光储相比新建煤电具有明显的经济优势。

三、 与燃气发电成本的比较

与燃气发电相比，长时储能的竞争力取决于对标的是“基荷燃气（CCGT）”还是“调峰燃气（Peaker）”。

1. 对比基荷燃气发电（CCGT）

燃气成本：美国得益于页岩气革命，燃气联合循环（CCGT）的LCOE极低，约为 48-86美元/MWh。

对比结果： 劣势：8小时光储系统（~105美元/MWh）的成本显著高于基荷燃气发电。在提供全天候稳定电力方面，燃气目前仍是最经济的选择。 供应链变数：尽管燃气便宜，但燃气轮机交付周期已延长至2028年（3-5年），而光储部署仅需1.5-2年。对于急需电力的AI数据中心，光储因交付速度快而成为替代方案。

2. 对比调峰燃气发电（Peaker）

燃气调峰成本：用于调峰的燃气单循环电站利用小时数低，LCOE高达 149-251美元/MWh。

对比结果： 绝对优势：无论是4小时（105）的光储系统，其成本都远低于燃气调峰电站。这使得光储在替代传统调峰机组方面具有压倒性的经济性。 趋势：随着光储成本下降，其正在迅速抢占原本属于燃气调峰电站的市场份额。

四、 综合评估表

结论与展望

8-12小时可行性：技术上完全可行，中东和澳洲已出现19GWh级别的8小时储能项目。经济上，8小时锂电系统成本较4小时系统高出约20-25%，但在特定离网或高电价地区已具备落地条件。

替代路径：

替代煤电：在中国，长时储能尚未达到替代存量煤电的“平价点”（0.37元/kWh），但在美国已优于新建煤电。

替代燃气：长时储能无法在成本上击败美国的廉价基荷燃气，但在调峰市场和快速交付场景（如AI数据中心供电）中具有不可替代的优势。

未来趋势：随着电池成本下降，中国光储平价正在从2小时向4小时演进，预计未来通过“光热+熔盐”或“液流电池”等技术，有望在8小时以上长时领域进一步降低成本，逼近煤电标杆价。