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。
EPC 工程管理要点与成本构成
EPC 把设计、采购、施工与并网打包交付；成本以设备（电池+PCS）为主，土建电气安装占小头。管理重点是界面、进度与质保边界，避免低价低质。
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。
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。
铅炭电池：成本与循环寿命的平衡
铅炭电池以低成本、高回收率与成熟产业链服务低倍率、对寿命要求不极端的场景，循环与能量密度弱于锂电，是性价比型补充路线。
钠离子电池：低成本路线的进展与瓶颈
钠离子电池凭原材料丰富、低温与安全性优势成为低成本储能候选，但能量密度与供应链成熟度仍落后磷酸铁锂，当前处于示范与规模化导入早期。
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。
储能发展简史：从抽水蓄能到新型储能的演进
储能百年演进的主线是从以抽水蓄能为主的单一路线，走向锂电等新型储能百花齐放；近十年的爆发由新能源装机与成本下降共同驱动。
储能分类总览：物理储能、电化学储能、化学储能与热储能
按原理储能分为物理、电化学、化学、热储能四大类；抽水蓄能与锂电分别是前两类代表，各自在时长、功率、成本上适配不同场景。
源网荷储：储能如何嵌入新型电力系统
源网荷储把发、输、用与储能一体协同；储能在源侧助消纳、网侧供调节、荷侧降成本，是打通新型电力系统闭环的关键灵活节点。
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