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“度电成本”指的是将储能或虚拟电厂在其整个生命周期内的所有成本，按照每度实际输出的电量来分摊的价格。这一概念在行业中通常使用英文缩写 LCOS（Levelized Cost Of Storage）或 LCOE（针对发电侧）来表示。度电成本反映了调用每单位可调度电能的实际经济成本，可以直接与现货市场的价格进行比较，以评估项目的套利潜力或商业可行性。
一、核心公式（2025年行业标准）
在不考虑资金的时间价值的情况下，可以通过以下简化公式快速估算度电成本：
度电成本（元/kWh）= (初始投资 + 运维总成本 + 外购充电成本) ÷ 全生命周期可用放电量
其中：
- 初始投资 = 设备+土建+安装费用（元/Wh）
- 运维总成本 = 每年运维费用 × 寿命期（元）
- 外购充电成本 = 每年充电量 × 充电电价 × 寿命期（元）
- 全生命周期可用放电量 = 单次放电量 × 每年的循环次数 × 寿命年数 × 往返效率
二、2025年国内典型值
1. 磷酸铁锂储能系统
- 初始投资：1.20-1.64元/Wh（包括PCS、BMS、集装箱）
- 年运维：初始投资的2%
- 往返效率：88%
- 年循环：每年330次，使用寿命10年
- 充电成本：按照0.25元/kWh的外部电价计算
由此，度电成本大约为0.48-0.55元/kWh。
2. 虚拟电厂（聚合类型）
- 不含储能，仅为“四可”改造+平台建设：调节成本0.08-0.15元/kWh（超过500MW规模时可降低至0.08元）
- 若包含5MW/10MWh的储能：根据上述LCOS计算，VPP侧的调节成本约为0.50元/kWh，但可通过租赁和辅助服务转移成本。
三、应用场景对比
| 场景 | 度电成本 | 现货价差(2025) | 套利空间 |
|---|---|---|---|
| 用户侧锂电储能 | 0.48-0.55元/kWh | 0.40-0.45元/kWh | 负或微盈→需辅助服务/容量补贴 |
| 共享储能(租赁) | 0.50元/kWh | 租赁价0.12-0.15元/kWh·年 | 依靠容量+调峰，IRR 8-10% |
| 纯负荷型VPP | 0.08-0.15元/kWh | 需求响应3.0-4.5元/kWh | 毛利率>70%，但补贴资金池有限 |
四、快速估算表（2小时锂电，2025年）
| 成本项 | 数值 | 备注 |
|---|---|---|
| 初始投资(Capex) | 1.40元/Wh | 包含EPC |
| 运维(Opex) | 0.028元/Wh·年 | 2%×Capex |
| 充电成本 | 0.25元/kWh | 外购电价 |
| 年循环 | 330次 | 每天一次，寿命10年 |
| 往返效率 | 88% | 充放电综合效率 |
| 度电成本(LCOS) | 0.51元/kWh | 详见公式计算 |
五、结论
- 目前，储能的度电成本已降至约0.5元/kWh，与山东/山西的现货平均价差（0.4-0.45元/kWh）大致持平；为了确保10%以上的内部收益率（IRR），必须结合频率调节、容量市场和需求响应等措施。
- 纯负荷型虚拟电厂的调节成本仅为0.08-0.15元/kWh，在需求响应高补贴的省份（如广东、江苏、浙江），其毛利率最高，但这种模式高度依赖财政补贴，存在补贴资金中断的风险。
- 未来三年的主要降低成本路径包括：电池成本进一步降低10-15%，循环寿命延长至8000次，预计LCOS将低于0.4元/kWh；随着虚拟电厂平台的规模化发展，调节成本可能降至0.06元/kWh以下（对于大于500MW的聚合体），从而形成稳定的套利空间。
因此，“低成本储能+高补贴响应+规模化平台”这三条策略的并行实施，将是2025-2027年间虚拟电厂实现稳健盈利的关键组合。
京公网安备 11010802022788号
