中国储能网讯：

储能行业，正在从“看初始单价”走向“算一生”

过去两年，储能行业最常被问的问题是：“你这套系统，每Wh多少钱？”

但在摩根士丹利最新关于储能的最新研报中，一个结论被反复强调：在储能这种长周期资产里，单次循环成本（$/cycle）远比每kWh价格重要。

原因并不复杂。

储能不是快消品，而是一项甚至长达20年生命周期的资产。真正决定项目赚钱与否的，不是第一天买得多便宜，而是：

电池能跑多少次循环；

每跑一次，能保留多少能量；

衰减之后，收益掉多少；

而这一切，都指向一个被长期低估的核心指标：电池衰减率控制能力。

同样是储能，衰减快慢，IRR能差一个“项目生死线”

摩根士丹利在研报中，用了一个非常“工程师视角”的案例：同一套储能系统，只改一个变量——电池衰减速度。

基于20年的系统设计寿命，进行两种情景设定：

慢衰减：每年能量损失约1%

快衰减：前5年损失30%，之后每年再损失1.5%

以美国加州CAISO市场为例，储能项目收入来源非常多：包括容量电价、峰谷套利、辅助服务、环境价值、30%投资税收抵免（ITC）。

假设当前美国储能系统建设成本为250美元/kWh的情况下，总投资采用50%的负债率，在慢衰减和快衰减情景下，权益IRR分别可达38%和27%，整整差了11个百分点。

摩根士丹利进一步算了一笔更“残酷”的账：

如果你用的是快衰减电池，系统初始成本必须再便宜50美元/kWh，才能和慢衰减打平回报。

这也解释了一个行业现象：为什么看起来配置差不多的储能系统，价格能差这么多？不是谁“报价狠”，而是谁的电池，容量掉得慢。

同样，摩根士丹利也举了一个中国市场的例子：

在中国储能定价体系下，对电池衰减的容忍度有限，容量电价、环境和价值叠加附加收益几乎不存在，收入主要来自工商业用电的峰谷电价套利机会。给定20%的IRR要求，在快衰减情景下，项目需要低于75美元/kWh的建设成本，而在慢衰减情景下则为105美元/kWh。假设建设成本为100美元/kWh，无杠杆IRR在慢衰减情景下为12.6%，而在快衰减情景下仅为7.1%。

中国工商业用户侧储能权益IRR - 快衰减情景

中国工商业用户侧储能权益IRR - 慢衰减情景

两种电池衰减速率之下，这已经不是“赚多赚少”的问题，而是项目还能不能成立的问题。可以说中国工商业储能几乎是最“残酷”的考场，而电池衰减速率就是这道考题。

电池性能的调查

摩根士丹利的研报中，披露了其关于电池性能的调研，报告中展示宁德时代CATL对电池衰减的控制能力最强。

通过在中国四个一线城市使用共享出行应用的数据的对比，对12款电动汽车车型进行了100份样本的调研。调研显示，不同车型的电池衰减情况各异，表明在电池界面优化和补锂方面的能力不同。其中，样本11号、12号采用的是宁德时代的电池，电芯衰减得最慢。

另外，据调研，张北国家风光储工程，作为中国市场最早的大规模储能项目之一，参与供应磷酸铁锂电池的4家供应商中，只有宁德时代一家没有更换过电池，经过14年的运营，容量还能保持在90%，而相比之下，其他品牌的电芯进行了批量更换甚至提前退役。

写在最后

如果只看招标价格，储能看起来是一门越来越薄的生意；但如果把时间拉长到10年、20年，它反而是一门越来越残酷的生意。

因为到最后，所有问题都会被简化成一个结果：你的电池，还能不能稳定地赚钱。

摩根士丹利的这份报告，揭示出了储能行业正在悄悄“去投机化”，回归工程和物理本质。

衰减快的电池，不一定第一天就被淘汰；

但一定会在第3年、第5年、第8年，被现金流淘汰；

最终被业主、金融机构和运营方一起“投票出局”；

这也是为什么最近一年越来越多储能项目投资人、项目公司，大家关心的问题正在发生变化：不再只问“你便宜多少”，已经开始问“你衰减曲线能不能给我看10 年”。可以说，电池衰减控制能力，定义了电芯产品及其定价。这体现了不同电芯厂，对于电池界面设计能力、补锂策略、对“高能量密度 vs 长寿命”平衡的理解。电芯看似是标准品，却有着硬核技术。

当储能从“政策驱动装机”走向“资产驱动运营”，当项目回报开始被逐条现金流审视，电芯衰减控制能力，本身就会成为最硬的品牌。