![]()
根据调研机构IDTechEx公司的预计，到本世纪中叶，太阳能发是和风力发电等可再生能源电力将日益成为全球主要电力来源。由于可再生能源提供的发电具有可变性，因此需要储能系统来确保稳定、平衡的供应。
![]()
需求响应设施、分布式电池储能系统、车辆到电网技术、社区级电池储能系统和其他技术将在平衡可再生能源主导的电网中发挥作用。随着这些技术的发展，对长时储能(LDES)系统的需求也在增加，长时储能系统通常可以存储和调度6小时或更长时间电力。IDTechEx公司在发布的一份研究报告中预测，到2044年，全球长时储能市场规模可达2230亿美元。该报告称，长时储能市场增长将以不同的地区速度发生。例如，如果加州到2035年实现清洁能源目标，与2023年部署的清洁能源发电设施装机容量相比，2035年将增加280%。报告称，预计部署的可再生能源装机容量将快速增长的其他国家和地区州包括德国、英国、意大利、澳大利亚、印度和美国。该报告称：“可再生能源部署的渗透率增加将导致需要在更长的时间内调度能源。”IDTechEx公司表示，一旦一个国家或地区的可再生能源电力达到其能源结构的45%左右，6小时或更长持续时间将成为最具成本效益的选择。该报告称，到本世纪30年代，全球可再生能源发电量将达到45%门槛，尽管热门市场将更快达到这一里程碑。该报告称，除了依赖当地抽水发电设施之外，锂离子电池主导着全球能市场。然而，IDTechEx公司指出，采用锂离子电池构建长时储能系统的成本过高。为了降低成本，IDTechEx公司表示，氧化还原液流电池(RFB)可以发挥这一作用。报告称:“为了增加氧化还原液流电池(RFB）的储能容量，可以增加电解液储罐的尺寸。”IDTechEx公司表示，液化压缩空气储能(LAES)是另一种具有成本优势的长时储能技术。报告称：“对于液化压缩空气储能(LAES)来说，液体-空气储罐的尺寸可以增加。这导致许多长时储能技术的资本支出(以美元/kWh为基础)随着持续时间的延长而更快地非线性下降。”报告中评估的其他长时储能技术包括铁空气电池、锌电池(Zn-air、Zn-ion、Zn-MnO2、Zn-Br)、高温/熔盐电池、液化压缩空气储能系统(LAES)、低温/液体二氧化碳储能(LCES)、地下抽水蓄能(APHS)、重力储能系统(GESS)、热储能和电热储能(TES)和(ETES)，以及氢能设施。![]()
3月10-13日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“CIES”）在杭州国际博览中心召开。
CIES大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的2011余家产业链供应链企业， 53417位线上注册嘉宾将参加本届CIES大会，储能网视频号线上直播11万人参与观看与交流。其中300余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。
东方江峡产业投资私募基金管理（成都）有限公司总经理李航受邀在储能资本市场专场分享主题报告，报告题目为《长时储能投资机会》。以下为报告主要内容：
![]()
李航：我是东方江峡产投李航，今天我想和大家报告一下我所在的机构，长期以来一直关注的赛道——关于长时储能的投资机会。
先回顾一下长时储能存在的原因。昨天下午在对面的报告厅长时储能专场，有很多专家都引用过这张图，美国加州电网在不同时间年份的净负荷，底下深色的是最近的时间段，上面浅的颜色是早期时间段，可以看到净负荷也就是总负荷减去新能源出力后剩下的负荷，在上午10点在下午4点这一段的净负荷越来越低，越来越不平衡，这个深谷的波形是就是需要长时储能来填补的。我们国家的情况也类似，可以从右图的山东电力现货市场一天内价格变化看出来。
长时储能需要需要多长时间来发展，看这张图，多专家也说过了，我们看一下，国内现在2020年的新能源装机是25%，到2050年占到75%。根据研究发现，风光占比超过了50%以上，储能的时长率要10个小时以上。我们看国家规划，2023年发布的新型电力系统蓝皮书，把国内新型电力系统的市场分为了三个时间段，长时储能处在什么时间？更多是2030-2045年之间，特别提到过10小时以上的储能技术取得突破，超过一天的要调节，这是时间的发展阶段。我注意到在蓝皮书里，提到了全球主要经济体，里面提到了美国的时间，是有具体的数。美国在2050年4小时、6小时、8小时储能时长、储能占比分别是34%、25%、19%，2050年全部是4小时以上，这是蓝皮书特意提到的细节。
去年第一个支持长时储能的政策已经发布了，4小时以上时长，交易费按容量是按2倍标准执行，租赁费是按1.2倍来算。
这是所有的储能技术路线规模的占比，这是2022年的数据，累计的是抽水蓄能和新储能是二八分，抽蓄占接近80%，新增装机2022年抽蓄是90GW，新型储能是7个多GW，2023年新型储能比例已经超过了抽蓄，装了20多个GW。另外，各种长时储能的项目开始进行了比较大规模的商业示范。
我给大家报告一下抽蓄、压缩空气、液流、新储能和储热的投资技术要点。首先还是看一下抽蓄，先说规模。根据国家的规划，2021-2025年抽蓄每季新增30GW，从2025-2030年累计新增装机到60GW，这是很大的规模。抽蓄的主要投资设备是20%，设备里面发电那些已经上市了，有很多其他市场的朋友说抽蓄没什么可看的，其实不是，还是有技术方面的，比如说装配的变速机，转子是通过接变流器接入电网的，有更大的调节，转速到10%调节时可以进行提高，达到30%。原来调速的机制主要是进口，从去年开始在肇庆、贵州等储蓄电站，2022年开始建设的，已经有30万千瓦40万千瓦，大家可以进行一下关注。
抽水蓄能的商业模式可以给各种长时储能提供一些启发。一说到长时储能，很多设备企业包括投资机构都认为可以实现两部制电价（容量电价+电量电价）。给大家讲个故事，我们在这里面是吃过亏的。这张图是抽水蓄能电价模式的发展路线，第一次提电价这个事是2014年，1763号文提出了抽蓄应该按两部制。2014年9月份的时候，三峡集团投资的内蒙古呼和浩特抽蓄电站就已经完工了，并且向自治区申请，一直到了2018年的时候，每年有4个亿的容量费没有地方可以落实，所以2018年的时候抽蓄电站转给蒙西电网。在这前后2016年和2019年的时候，国家分别出台了输配电价的分摊机制，里面特意提出抽蓄电站不属于输配电的投资，不允许把抽蓄电站的成本分摊到电费里，所以就没地方。这里面列的时间轴，红颜色的是利好的政策，紫色的部分是关于电价机制出的一些利空政策。一直到了2021年的时候，发改委才明确抽蓄电价的机制，明确了两部分电价，并且抽蓄电站的成本是要从输配电价里出。怎么核定这个东西，是到2023年才出来，把2025年投运的抽蓄电站和到2025年要投运的，已经在开工建设2025年要投运的一共48座电站成本拉出来取前50%去作为容量电价的标准。到这个程度，48座电站才有数据积累说容量电价是怎么出来的。
反过来看压缩空气也好，液流也好，去出台容量电价的标准是需要比较长时间的工作，不是一蹴而就的，更不是现成的。这张图是公开的数据。大连的恒流储能电站这是国内第一个大型的业流的风电站。2018年省发改委就批了，参照两部制的电价，一直到了2021年这里面提出来说中间多次向国家发改委询问电价政策执行的意见，一直到2021年还没有解决这个问题。2021年到22年的电费是从大连市的财政资金和省里面的新能源资金补贴去出的。
第二部分关于液流电池。我们技术上比较关注一些点，电池一些叠加的工艺，电极的处理、膜材料、电解液里面的话可以提升因子的溶解度去加一些添加剂去提高变化球活性等等这些技术的改进吧，这是液流电池的关注方向。
往下我们看压缩空气储能电站，金坛的这个电站已经很有名了，23年的时候上了中央电视台的新闻联播，他说的是一天调度两次，但是我从电量来反推的话是一天一次，一充一放。压缩空气这一方向主要关注投资的机会是透屏、压缩机、散热器这几大项，这集中像东方电气、上海电气做的是透平是比较成熟的，系统集成的团队包括清华的梅生伟教授、中科院的陈海生教授等等团队，包括像西安热工研究院只是做二氧化碳的。
往下看熔岩储热，也是尝试储能站的很关注的一个方向。熔岩储热的几种典型的应用一个是火电厂里面去做热电结合，在工业园区的谷电去做制热。还有就是光热电站。熔岩储热还是一个现在比较蓝海、比较早期的一个状态，竞争还是很不充分，其中东方电气、哈电、杭州的西子节能都是老牌的设备的供应商；在系统的方面像西安热工研究院、西北设计院都是我们关注的一些团队。在熔岩储热技术的角度里面我们现在在做的一些事情包括熔岩罐的一些设计，他这个尤其是蛇形管的加热器然后这个温度中温200-300度中间的储能热材料，包括怎么样更好提高卡道循环的效率变成更好的工质。去冷热电联共去提高效率的一些方法。
![]()
最后一种长时储能方法是氢。这是三峡集团第一批投产的一个氢储能的项目。它是40万千瓦的光伏，年产一万吨的绿氢，用了15台电力槽。氢气主要是用在化工和交通领域，绿电搭配制氢，绿氢是直接用在化工领域里面，也是一种尝试储能的方式他不用说把氢再变成电或者变成热。那么说到氢能的总的行业来说，这个各位专家也知道，国内的氢能还是处在示范的运营期，电池只有5个示范城市群，上游的绿氢还没有明确的国家层面的一些补贴的支持的政策。吐槽一点一个氢能的估值哈，虽然行业项目还处在示范期但是估值是比较高的，投资的风险对于投资机构来说还是积累的有一点高，如果简单粗暴把锂电、燃料电池、车去做对比，燃料电池车大概晚十年左右启动，以国家示范运营比如说锂电池车是十城千辆计划2009年开始的，燃料电池的示范城市运营是2021年开始的，差不多晚的十年时间；燃料电池是作为电动的一种补充，他的规模应该是锂电池的在里面占一定的占比，有人说占十分之一，有的机构说占三分之一，他是一种补充的形式；我们看这个锂电池的当时行业的估值，宁德时代是在2018年上市，在十城千辆计划国家运营启动的第十年才会有龙头上市，市值是500亿，我们做一级市场投资，更多还是看上市首发的市值。现在我们看燃料电池的估值，那么理性的算法就应该去对比十年前锂电池估值的三分之一。比如说如果2024年投资一家未来是龙头的燃料电池系统企业，那么估值应该看2014年宁德时代估值的三分之一，是比较安全的。如果是二线的企业，比如我们看国轩高科，他是第一家上市动力电池企业，2015年也就是示范运营第六年开始上市的，市值34亿。如果我投二线的燃料电池企业，就会按照十年前国轩高科市值的三分之一来预估。
那么氢能类我们关注一些技术的方向，包括电裂槽，四代的技术我们都有投资，ALK、PEM、AEM、SOEC的。这里面碱性槽是最大规模的，更多趋势是做大型化，系统层面的技术主要是整流电源，全控的整流电源等等，多对一的气液分离器和纯化系统，还有一些核心材料，膜、电极最后是氢能类的下面应用。最后一点时间做一点广告，我所在的单位叫东方江峡产投是由两家央企东方电气集团和三峡集团下属的公司合资成立的投资机构，主要就是去围绕股东的产业链去做风光氢储等等的产业投资，其中东方电气是国内最大的电力装备的生产企业，也是大型、掌握多种技术的储能装备企业，比如压缩二氧化碳储能、电化学储能集成、熔盐储能、氢能等都是国内领先的设备生产商。三峡集团主要是在储能的系统应用示范领域里面有很多项目，包括三峡能源在山东投运的第一套百兆瓦级别的独立储能电站这个已经并网运行了接近两年时间，在乌兰察布不有一个风光氢储的示范产业园，这里面有水系钠离子液流、飞轮储能、光热等等示范，可能今天各位同事专家们如果有感兴趣东方电气、三峡这些项目去参观考察合作的，欢迎联系我，我们后面多多交流。![]()
李军：各位专家、各位同仁好！今天下午我们的主题是长时储能。这两天在网上也看了两句话，一句话是OpenAI的创始人说的，未来的AI需要更多的能源。能源需要更多的光伏+储能。第二句话是英伟达领导说的，AI的尽头是光伏与储能。如果光考虑算力未来可能需要燃烧掉14个地球。从这两句话来讲，我个人理解未来的整个世界发展可能是两个力，一个是算力一个是电力。能源的尽头是光伏+储能，储能的尽头是什么？我想储能的尽头是长时储能。长时储能的尽头是什么？长时储能的尽头可能就在今天我们讨论的话题当中。接续就在我们提供的解决方案当中。所以我觉得今天这个专场很好，专题设置的也非常符合我们从事储能行业人的需求。回到今天的话题，我今天跟大家分享的是长时储能平准化度电成本的分析。因为度电成本从前两年开始，包括这次大会，不同的领导，不同的专家都在说度电成本。我们对于度电成本怎么理解？它的计算边界条件是哪些？而且我说的度电成本和您说的度电成本，和他说的度电成本是不是一个概念？可能目前市场环境下未必如此。我希望通过今天我们提出这个长时储能，尤其度电成本的概念把大家的思路聚焦一下。我是来自中国能建数字科技集团，刚才我们集团也介绍了同时也做压缩空气储能的业务。今天和大家分享几个模块，一个是LCOE或者我们叫度电成本目前的现状。第三是结合我对工程的理解提出对目前LCOE公式的考虑。还有对算力的分析，比较一下LCOE和我们日常所谓内部收益率或者资本金内部收益率，大家说6%，7%这两个指标什么关系。LCOE度电成本，从英文名字上翻译过来叫平准化度电成本。计算过程中是全寿命周期折现的概念，不管是固定资产，还是现金流，都是通过跨20年，30年折现评估成本。这个成本既包括我们项目初始建设投资，固定资产投资，也包括整个寿命期的运营，包括损耗，充电定量×电价也是COST。从字面上理解翻译过来叫平准化度电成本，这个概念是最早1995年问世，优势定义直观，便于比较，综合性好。不仅考虑初期投资的成本因素，还考虑了整个寿命期的成本和发电量。具体在计算的模型上平准化度电成本就是项目生命周期内的折现成本与生命周期内净发电量的折现之比，这是最原始的定义。这个概念提出不是很长，最开始是1995年美国国家可再生能源实验室首先提出的平准化能源成本的概念，经过2006年德国，2015年国际能源署和核能委员会在不同的报告中涉及到这个概念，这个概念引入国内，我考证的是2016年，通用电气在北京国际风能大会上提出的白皮书。自2006年起，我们对LCOE的概念迅速接受。我们谈到储能，谈到新能源度电成本是我们很愿意涉及，大家经常谈到的概念。国外发展历史各个阶段有各个阶段的公式，定义是那个定义，各方提的公式不一样。作为舶来品国外各方发布的公式在我们用于国内的项目评估也有水土不服的地方。需要我们根据国内开发的需求，根据项目需求进行调整。主要表现在三个方面：一是国外的公式对于融资成本是不是考虑。融资成本是我们建设过程中非常重要的成本。二是建设项目在国内或者实操阶段税费，尤其增值税和所得税在项目的成本评估上有没有考虑因素。三对储能项目充电成本，或者充电效率，充电电价怎么在度电成本里考虑。这是我们做储能度电成本考虑的几个比较重要的修订因素。谈一下LCOE指标的优点和不足。几个优点，这个指标可以量化。LCOE的数值定义是项目全生命周期内的折现成本和全寿命净发电量的折现之比，目前单位美元每千瓦时，或者每度电。这个千瓦时不是储能电站的容量，这个千瓦时是整个寿命期发出电量的综合，这是一个概念。这个指标将复杂的成本与收益数据转化为单一的。一个项目一个度电成本便于不同发电技术的比较。这个指标的经济意义直观明确，可直接与项目的上网电价与PPI电价进行比较，如果LCOE低于上网电价或者低于所签的PPA，在当前电价政策下这个项目有相当的竞争力，值得做投资机会深入研究。这个指标全面反映了项目财务评价的经济要素。这个指标统筹考虑的项目整个寿命周期内的全部成本，包括建造成本，融资成本，税费成本，运营成本和残值回收，以及项目的发电量，适用于各类发电项目的评价。对储能项目适用不同储能技术的比较，电化学，包括锂电，钠电，液流，包括抽蓄，不同的技术路线擅长的点不一样，效率也不一样，建设成本不一样，过程中的运维成本也不一样。不同的储能技术路线在工程初期的建造成本，系统效率，运行维护方面存在较大的差异。比如说锂电效率比较高，但是运维过程中需要进行电芯的更换，运维成本相对高一些。抽蓄储能系统整体系统的效率相比电化学效率偏低，胜在整体的运维成本较低。如果两个项目工程造价相当下，如何取舍，这个指标提供了进行项目初期评判的依据。同时度电成本优势几点，同样有一些局限性。无法衡量项目的盈利能力，LCOE度电成本直接反映了项目盈亏的边界调动，无法衡量项目实际的盈利能力。对于关注资金回报率的投资方而言，这个时候指标不如资本金内部收益率好用。单一度电成本不太容易适合多电价模型的场景。随着未来现货市场的逐步建立，传统单一的上网电价将成为历史。目前讲是一个标准电价，我们拿3毛或者2.5毛去测。未来可能电力项目的上网电价处于随行就市的状态。未来LCOE的数和综合电价进行比较评判。目前是行业发展的问题，计算标准不统一，行业尚未建立统一的计算标准，各方对LCOE的理解也不一致。不同的计算方法导出的LCOE计算的结果偏差比较大，有一毛，两毛的，有四毛，五毛的，有六毛七毛的。对公式改进的探讨。结合刚才说的对于公式水土不服的部分，从三个角度对公式进行修订。考虑项目融资成本对度电成本的影响。在之前各方提出的公式当中一般将工程的固定资产投资作为数值代入了，这个模式下既没有包含项目建设的全部成本，包括一些拿地，开发上网的费用，这并不是固定资产投资是我的项目压力成本，其他成本也要包含进来。同时没有考虑融资成本对于度电成本的影响。建议将LCEO分两种模式，按照收益率分为融资前分析，我们叫全投资LCOE。另外叫融资后分析，也称之为资本金LCOE。第二种模式融资后分析和我们收益率融资后分析取得口径是一致的，考虑项目的融资成本。这种模式下计算提出的数值最大限度的反映项目全周期的平均成本，我觉得优先采用。第二个是增值税对度电成本的影响，各国的税法体制很大不同。与新能源项目，储能项目相关度比较高的税种主要是增值还有所得税，这些因素影响计算度电成本计算的数值。对于储能项目来讲，对储能的特殊性，储能的充电成本对于度电成本的影响。对于储能项目而言，LCOE的分析方法仅适用于削峰填谷的模式，就是吃电价差，用电量吃电价差的模式。对于调频，容量备用，应急电源启动这些辅助服务，没有办法将它的收益纳入每度电的核算当中，这些辅助服务的量不采取LCOE的分析。储能项目在削峰填谷的运行过程中存在着充电成本，这个成本各有各的理解，有的觉得系统中来回的，我个人更愿意把这个充电成本看作类似火电厂的燃料成本。储能电站就是我去储存谷时的电站，未来峰值去发。这个时候谷电更愿意看作燃料成本。![]()
受到充电电量与充电电价两个因素的影响。其中充电电量有系统效率和电量决定，充电电价按照项目的市场情况去决定的。对于储能项目而言，需要将充电成本充电电价+系统效能引入公式，才能全面反映储能项目的全寿命周期的成本，这点是储能度电成本区别于风光，区别于火电最大的不同。还有我提出对储能项目度电成本的修正公式。公式看起来有点多，但是我和大家解释一下。公式等号右边，左边两部分，左边就是我们叫项目资本金模式下的度电成本，是我刚才说的资本金LCOE。公式的右边分为分子和分母两部分，分子是什么，分子是成本，成本有4部分构成，第一部分，项目建设的资本金投入，分年还的本金，分年还的利息，第一个模块三项，就是项目的资本金和融资成本。第二个模块，项目运维期，运行期正常的运维成本，如果电化学，锂电需要换电芯，在这里纳入成本。一个项目30年，40年电芯的性能再好，中间也会涉及到两三次电芯的更新，这个成本也要纳入我的运维成本。对于储能项目来讲还有项目的充电成本的折现值核计，这个公式就是发电量÷效率×充电电价，我们也视作储能电站的运维成本。第三项，项目全生命周期的所得税和增值税的折现值核计。这个和正常的项目基本一样处理，数据该多少是多少，最后一项是未来项目中期的时候固定资产和现金流回收的产值。这两个数是减项，整体分子上都是成本，未来残值回收和现金流回收对我成本来讲就是负项，分子考虑了项目生命周期内涉及到所有的成本。分母除的是项目全生命周期内上网电量的折现值合计。这个公式比较复杂，分块看条理已经清晰，符合最开始对于度电成本或者LCOE的定义。简单分享一下我的算力，比较不同储能条件下多种储能技术路线的LCOE。我这次对比的是锂电还有抽蓄，还有压储三种技术路线。一些造价，一些过程中的运维费取的未必和大家一样，这个数值是参考。三种储能技术路线我分别对100MW的储能电站，分别的时长是4小时，6小时和8小时。我们可以看到在100MW4个小时状态下锂电它的度电成本是0.85，抽蓄是0.86。压储是0.78。充电成本考虑的是2毛，充电的电价是2毛。0.8-2.7毛，目前电价差的充电成本6毛左右。可以认为在削峰填谷模式下电价差能够让储能电价拿到6毛，就可以保证基本的收益率。随着时长不断的增加，这三种技术，涉及到不同的容量边际成本，未来长时储能容量边际成本的优势更明显。在目前的造价下随着时长不断的增加，抽蓄和压储度电成本优势相对更强一点，这就是量化数值的指标。黄线是锂电成本从4小时到8小时，变化相当于缓一些。我个人理解建设成本和电芯的比例基本上成正本。压储和抽蓄降的多一点，因为功率模块和容量模块是分离的。增加时长增加容量模块就可以，功率模块那个模块。什么叫长时储能？未来的长时储能一定把容量模块和功率模块分开，不分开成本不好降。这是对于算力的分析结果，在工程造价方面比例关系方面，锂电池储能的工程与储能市场基本呈线性增加，长时储能里面的抽蓄和压蓄，包括好多专家谈到的液流，这几种技术都是容量和功率模块相分离的。在储能市场增加时仅扩充容量模块即可。也应该看到转换效率方面锂电池的转换效率最高，抽蓄，压储，包括锂电现在效率都是次之的，这是基于储能不同原理造成的。不同的转换效率代表着储能电站运行运动成本，同样的放电电量的条件下转换效率越低的储能电站所需要的充电电量越多，这是对运维成本的提升。不同储能时长下LCOE的电能情况，随着储能时长从4小时增加到6小时，8小时长时储能技术逐渐显示出储能容量边际成本低的优势。弱长时储能时长增加，以抽水蓄能，压蓄蓄能为代表的长时储能LCOE显著降低，低容量边际成本的优势将更加明显，未来我们去攻克长时储能不管哪种技术路线，哪种技术领域，大家要更关注容量边际成本的降低速度。4小时，8小时是我们说的现状。觉得8小时就够了，未来随着电力系统不断的演进，需要不需要储能应对12小时，应对24小时，应对72小时的储能，后期会有这种市场的需求。解释一下，储能技术路线的选取受到政府引导，资源禀赋，建设条件，投运时间，产业配套，技术迭代多方面因素的影响，违法凭借一个单一的指标确定，我这次仅仅从度电成本测算的标准对不同储能时长的条件下进行对比，也是一家之言。最后一部分，简单介绍度电成本与我们收益率之间的不同。首先说相同。LCOE和IRR，这两个结果都考虑了建设成本，资金，运维，税费等因素。也都可以按照全投资和资本金或者融资前，融资后两个模式去分析。这两个指标都可以作为较为全面的经济指标供项目的投资方或者决策方参考使用。但是也有显著不同，分析角度不同。分析角度LCOE是我从项目发电成本回收的角度，重在处于什么样上网电价的时候能够实现项目全生命周期的收支相抵或者全成本的回收。LCOE从项目投资方IRR，收益率从项目投资方的角度重在分析项目投入资金获得现金流的盈利能力。适用范围不同，LCOE仅适用于我们做的电力项目，发电项目或者储能项目。IRR是通用性的，基本上所有的固定资产投资只要现金流入，流出有数的都可以适用，不受到行业局限。场景不同。即便在电力行业LCEO仅仅适用于以削峰填谷或者电价差为盈利模式下的分析，对于其他的辅助服务不太适合用度电成本去分析。IRR这个指标可以包含各种收入，各种成本。即便这个收入与电量核算脱钩，只要是正确的计入现金流入，就能够从不同项目中进行比选。最后比较标准不同。LCEO的计算标准可以直接与项目的上网电价，所谓的充放电价差去比较，可以快速判断项目是不是可行。为什么储能项目为什么用度电成本最大的优势是快，而且也容易理解。IRR需要与投资方设定预期的收益率比较，有的是6，有的是7，有的是8，意义就不是很明确。7的项目标准是6，7就可以投。有的企业收益率是8，7的项目就不投。不同预设收益率的预期导致不同的投资结果。谈一下对于LCOE的本质和工作建议。LCOE的本质就是目标项目全投资或者资本金收益率为某一特定社会折现值时候的上网电价，本质还是一个电价。LCOE的工作建议，目前从行业发展建议行业管理和从业者加强对LCOE的研究，制定出一套统一规范的LCOE核定的计算方法，满足我们作为市场开发或者作为项目投资决策的需要。按照目前测算的结果，不管是锂电，压储还是抽蓄，它们的度电成本都是在8毛左右。市场上吃8毛是吃不到的。何况作为电网侧或者电源侧，无法吃到用户侧所谓五六毛的电量差。作为储能电站未来收益是去参与电价差，未来电价差是三毛，四毛，目前来讲我可能需要六毛到八毛。缺额怎么办？我个人觉得未来政策制定的时候可以考虑之前抽蓄两步制和火电容量电价给予长时储能相应的容量电价或者容量补偿，这样满足我们整个行业发展的需要。这个数量不是今天拍脑袋要储能电价，确实有这个数可以算出来。
