当碳酸锂的价格进入15-20万区间时，市场对于碳酸锂价格可能压制储能需求的声音又多了起来，这里主要从几个方面拆解进行一些分析：碳酸锂在储能整体EPC中的成本占比，储能项目的收益项目构成，未来融资利率降低对储能IRR提升的意义可以一定程度上冲抵碳酸锂价格的上涨。
惯例结论在前：
在当前储能项目的成本与收益结构下，碳酸锂价格并非决定储能项目经济性的核心变量。在主流储能EPC价格约0.75–0.85元/Wh的区间内，按偏保守口径估算，碳酸锂在EPC总成本中的占比通常处于8%–20%的范围（对应10-30万碳酸锂价格），折算锂价每上升10万元/吨，会使项目IRR下降约2–3个百分点（以一个典型的12%IRR项目为例），呈现出“缓慢线性”的影响特征。相比之下，融资成本对IRR的影响更为显著：在70%贷款比例假设下，贷款利率从3.5%下降至2.5%，即可为项目带来约1.5–2个百分点的IRR提升；若与全自有资金建设情形相比，2.5%低成本融资所带来的整体IRR改善幅度可达到4.5-5个百分点，可以完全冲抵锂价10万到30万的上涨成本，使项目维持12%IRR目标不变。假设6%为项目决策生死线，那么此时还有6%的差额空间可以视为额外成本缓冲垫（其它材料成本上涨，或者锂价高于30万）。
因此，储能项目的经济性，本质上更多取决于收入机制（电量套利、容量补偿、辅助服务）与融资条件，而非单一原材料价格波动。在容量补偿政策逐步明确、辅助服务市场化程度持续提升、以及低成本资金向优质主体集中的背景下（未来国央企入局），政策设计、调度强度与资金成本，才是决定储能项目成败的核心变量。
具体分析如下：
1.碳酸锂成本在储能EPC中的占比
一个储能EPC项目，其电池系统成本占比约45-50%，非电池系统占比约50-55%；电池系统又分为电芯，模组/Pack，液冷 ，BMS电池管理系统等，碳酸锂仅为电芯中的一部分成本。
目前一个2/4小时的储能项目EPC价格落于0.75-0.85元/wh区间，假设一个4小时 400MWh的储能项目，其EPC价格为0.75元/Wh，对应400MWh的EPC总价格为30000万。
主流的主流 280Ah / 314Ah LPF 电芯，不考虑损耗时，其碳酸锂用量在0.58 吨/MWh（对应580吨/Gwh），对应400MWh总用量为232吨LCE。
按照10-20-30万LCE价格，对应的碳酸锂/总EPC的成本占比为：
7.7%，14.3%，18.8%
折算至电池系统成本口径约为16%/30%/46%。即便在高锂价情形下，碳酸锂仍非储能系统成本的唯一主导因素。
10-20-30万LCE，对应EPC单价分别为 0.75元/wh,0.81元/wh，0.92元/wh。
以河北省一个典型的400MWh储能项目为例，10万碳酸锂对应项目IRR为12%（70%贷款比例，3.5%利率）或者8%（全自有资金），当锂价上升为20万时，IRR下降为9.56%或6.9%；锂价上升为30万时，IRR下降为6.2%（贷款）或5.3%（全自有）。
锂价每上涨10万，对应IRR下降2-3%。
2. 储能收入项目
2.1 储能收入构成
目前储能的收益基本是一省一策，从收入的形式来看，大致可以分为三类（上周刚出了国家的指引政策，主要针对的是容量收入部分保底收益）：
①电容量市场
又叫现货价差，电容量交易，电量结算，本质是出售电量，计价单位为kwh，收入=（放电电价-充电电价）*电量，这是唯一一种可能受到波峰波谷价差影响的收入来源。
假设一个100Mw/200Mwh的项目，夜间买电价 0.25元/Kwh,白天放电卖电0.85元/Kwh，单词放电200Mwh（满充放一次），则收入为（0.85-0.25）*200=12万元/次。
最近的政策取消了一些地区的保底入户电价，我个人的理解是由于火电等机组无法灵活停机，价格的高低主要受需求端的影响，由于每日高峰的需求未变，峰值价格依旧存在，存在保底价格降低导致的谷价降低，可能峰谷价差会进一步扩大。
②容量电费
又叫容量电价，容量电费，容量补偿； 本质上是出售了一种随时可用的能力（给到电网，用作电网消纳），为可用容量收费。以河北省为例，容量电价标准为100元/千瓦年，假设某项目拨出100Mw用于容量申报，那么全年的收入就是100Mw*100=1000万/年。（根据国家最新出具的指导政策，这一标准将上调65%至165元/千瓦年，对应的年收入也将从1000万提升至1650万）
此收入与电价高低无关，不依赖市场波动，类似于固定收入，但需要保证设备随时可调度。
③辅助服务收入
又叫一次调频，二次调频，调峰，备用；本质上是出售了一种调节服务。首先调频概念的产生，是因为发电设备与电网以及用电设备联动的过程中，会出现恒定频率的波动，通常电网设计频率为50Hz，但是使用功率变化时，频率可能出现波动（49.95 / 50.05 Hz），如毫秒~秒级的波动（一次调频），或者秒~分钟级别的波动（二次调频）。为了将波动的频率平滑为设计频率50Hz，就是调频需求，而储能通常参与的是二次调频。
调频收入 ≈（里程单价 × 调频里程 × 性能系数） +（容量单价 × 中标容量 × 中标时长 × 性能系数）
实际对外口径中通常以里程为主、容量为辅
综合调度调用强度+中标份额后可以将模型简化为：年调频里程*里程单价，例举几个典型省份的调频服务费用构成：
山西：年调频里程 150–300万 MW；里程价格按 10–15 元/MW，对应年收入1500万-4500万
广东：年调频里程 150-300万MW；里程单价 11元，对应年收入1600万-3300万
山东：年调频里程 150万-300万MW；里程单价6-12元，对应年收入 900万-3600万
根据目前可以查询到的报告数据，一个相对中性的200MW项目年等效里程可以落在300-400MW，取均值350MW，以及低区间的10元/MW价格，调频的收入可以来到3500万/年。调频收入，最大的变量来源于实际调频中标和调用数。
在基准情形时，一个储能项目①电容量收入②容量收入③辅助服务（调频）收入的总数大概为占比大致为20%-25%-55%，以下罗列了几个典型省份的储能收入构成及占比：
2.2 储能项目的整体成本项
一个建设总成本30000万的储能项目（对应约0.75元/EPC价格，200MWh项目），其中大概的成本构成为：
①征地成本 600万
②建设期利息 500万（3.5%利率，70%贷款额度）
③EPC总包价格 30000万，对应每Wh EPC价格大概为0.75元，其中电池/Pcs/EMS等设备成本为0.5元/Wh
④运营期成本
3. 储能IRR的重要敏感因子贷款利率
这是目前在收益IRR测算中被忽略的一个影响因子，实际上项目的建设通常可以分为两种，全自有资金建设和贷款建设，贷款建设的常见利率为3.5%，当未来收入折现高于这部分贷款利率时，项目的IRR会显著提升（相较于全自有资金+3-4% IRR）。其中又存在的一个重要变量是国央企的未来入局，国央企可以凭借良好的资信可以拿下2.5%甚至2%的贷款利率，意味着项目的IRR可以再提升1.5-2%IRR。 仅贷款利率的变动，带来的潜在IRR增幅就在4.5%-6%，而一个储能项目的决策生死线通常为6%，意味着只要能有一点收入，项目就值得干。
基于以上的收入及整体成本项假设，以下为几个常见省份的现行储能项目收入及IRR测算（成本项分为全自有资金，70%贷款比例-2.5%利率及3.5%利率，合计三种情形）：
赣锋锂业(SZ002460)中矿资源(SZ002738)