储能系统成本结构拆解：从电芯到 EPC
储能系统造价中电芯约占 40%-50%，PCS 与 BMS 各占约 8%-12% 与 3%-5%，EPC 及土建集成占剩余部分；2026 年含 EPC 系统造价约 1.0-1.3元/Wh（不含税），降本主要来自电芯与集成。
度电成本（LCOS）计算方法与测算示例
LCOS 等于储能全生命周期折现成本除以折现放电量。基于示例假设，100MWh/200MWh 系统 LCOS 约 0.45-0.65元/kWh（不含税），对循环次数与折现率最敏感。
电芯价格走势与降本路径
LFP 储能电芯单位成本 2021 年以来显著下行，2026 年行业公开区间约 0.30-0.40元/Wh（仅设备、不含税）；降本来自材料、大电芯与规模效应，预计仍有结构性下降空间。
容量衰减与全生命周期成本
容量衰减使储能可用电量逐年下降。基于示例衰减率，系统第 10 年容量保持率约 85%、第 15 年约 78%；衰减越快，LCOS 越高、可回本电量越少。
峰谷价差套利：分时电价与两充两放策略
峰谷价差套利在低谷充电、高峰放电赚取价差。基于示例（峰 1.1、谷 0.3元/kWh，两充两放），100MWh 系统日收益约 12-16 万元（不含税），对价差与可循环次数最敏感。
辅助服务收益：调频、调峰与备用补偿
辅助服务中调频（AGC）单位收益最高、调峰与备用按容量/电量补偿。基于示例，100MW/200MWh 储能年调频收益可达数千万元（不含税），对调用率与里程单价最敏感。
容量租赁与容量补偿收益
容量租赁按储能容量向外出租收取年租金，容量补偿由政策按有效容量发放。基于示例，100MW/200MWh 年租赁收益约 2000-4000 万元（不含税），对出租率与单价最敏感且现金流稳定。
电力现货市场交易收益
现货市场按分时节点电价结算，储能可低买高卖赚取能量时移收益。基于示例（日均价差 0.6元/kWh、capture 率 80%），100MWh 系统年收益约 1500-2500 万元（不含税），对价差与捕获率最敏感。
需求响应与虚拟电厂收益
需求响应按可中断/可调节容量与调用时长获取补偿，虚拟电厂聚合多资源提升中标率。基于示例，100MW 储能年 DR 收益约 800-1500 万元（不含税），对调用次数与补偿单价最敏感。
业主自投、合同能源管理与融资租赁对比
业主自投收益全归但占资金，EMC 零初投按分成享收益，融资租赁兼顾 ownership 与现金流。基于示例，EMC 业主通常分 10%-30% 收益、自投 IRR 最高，选择取决于资金与风险偏好。
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