锂电池在3C产品和动力电池应用领域，主要面对的都是终端消费者。终端消费者通常会对商品的性能与价格进行综合考虑，从而选择最适合自己的产品。储能面向的则主要是商业用户，在商业项目的招投标里，一般在满足性能要求的前提下，比拼的就是各投标方的价格了。所以商业应用一般对价格非常敏感，这也是促进商业技术成本不断下降的原动力。
在储能项目的招标中，大家一般会关注最后的装机成本，即xxxx元/kWh，但这个数字只是初期投入的建设资金，并没有考虑进日后数年的运维成本，系统存放电时的损耗，以及财务方面要考虑的现金流等问题。所以，人们也开始采用度电成本的概念来对不同项目进行比较。度电成本的定义是，该储能系统在整个使用寿命年限里，花费的总金额除以存储的总电量。然而，要得出有效的数字，还是要考虑上述提到的运维、电力损耗、资金折现等问题，难度很大。于是，人们干脆采用一个最简化的情况来计算度电成本——用装机成本除以循环次数，因而也导致了目前市场上以循环次数为最重要导向的潮流，不管是生产者还是购买方，都以提升循环次数为首要任务。我们一两年前听到的锂电池循环次数可能还只是3、4000次，使用寿命6-8年；如今这个数字已开始从10000次起步往上标，使用寿命也可达15年等等。可是算一算，即使在实验室条件下，以1C的倍率不间断进行充放电测试，一年也只能跑4380次循环，不知道有几家公司会真的对电池循环测试超过10000次，还是说大多数都是根据短期测试进行预测的结果。
话说回来，有了高次数的循环数值，那所谓的度电成本就可以大幅地往下降了。两三年前，锂电池储能系统的度电成本还高于0.5元/度，现在很多公司已经宣传可以做到低于0.2元/度了。我们统计了一下近一年的锂电池储能中标成本，采用新电池的装机成本最低在1600元/kWh左右，如果使用循环次数10000次进行计算，确实可以得到度电成本0.16元/度的数值。结合今年出台的用电侧分时电价政策，全国开始推行峰谷电价，峰谷电价差别高的省份这个价差已达到1元/度以上。如果用度电成本仅0.2元/度的储能系统来调峰套利，岂不是可以大幅节省电费！
再进一步看看发电侧，在国家推动风光发电平价上网的政策大方向下，未来上网电价会介于0.3-0.5元/度。两三年前，储能度电成本高于0.5元/度时，人们根本没有动力去建设储能系统进行调峰，因为资不抵债，入不敷出，所以大家宁愿将多余用不完的电力废弃掉。现如今，储能系统的度电成本能低于0.2元/度，那发电侧的储能建设是不是也将迎来美好的春天呢？
然而，市场并不如我们期望的那么火爆。发电侧的储能建设依然得靠政策推着前进，国家先是强制要求新建风光发电站必须配储10-15%的容量，接着新增要求配储的放电时长需大于2小时，然后是今年8月10号又出了新政策，要求部分配储时长需在4小时以上。一边是国家政策积极为3060的碳达峰/碳中和目标进行引导，另一方面却是建设商们迫于政策压力不得不硬着头皮上马储能配套项目。一些地方甚至出现了以极低价招标建设储能项目，建成后却不再使用的情况，完全只是为了满足发电可上网的政策要求。为什么会这样？
究其原因，还是因为目前使用的简单度电成本计算方法省略了其他几项重要的成本，在前文已有提及，从而导致数据与实际成本偏差太大。虽然学术界有很多文章也在积极探讨更科学的度电成本计算方法，但是越科学的计算方法对于销售人员来说越不利——因为度电成本会越高，所以投标的乙方没有动力去推动度电成本的科学计算方法。这个现象给招标的甲方带来了很多困扰，明明是看着很省钱的招标结果，为什么到了实际运行的时候却完全不是那会事呢？
因此，为了找到更科学的度电成本计算方法，以帮助市场对不同的储能技术进行比较，我们查阅分析了不少文献资料。在找到的众多计算方法中，美国能源部在招标储能技术项目时推出的一个平准化全寿命度电成本公式是一个考虑得比较全面的方法，于是我们借用这个公式来进行度电成本的计算，以帮助大家能更好地考察不同技术的各种隐藏成本。
该公式及各项参数的说明如下图所示。公式的总支出包括了三个部分：初期的装机成本，后续每年的运维成本，以及因为充放电的循环效率带来的电力损耗成本（即充电时用了100度电，放电时却只能放出85度电）。在计算支出的时候，这个公式也考虑到财务上的现金流问题，引入折现率的计算，将未来的支出全部折算成当前价值。那么同样的，在计算分母的全寿命循环次数时，也通过折现率将未来的循环次数折算成当前的有效次数。
使用以上公式，我们对一个锂电池储能系统进行度电成本计算。各参数如下图所示，假设该系统用于发电侧每天循环一次，即使使用15年，全寿命度电成本依然高达0.516元/度。由此，不难想象为什么目前发电侧依然没有太大的动力来积极主动建设储能系统了。
