不同电化学储能电站建设费用差别较大，引发诸多疑惑，以近期公示的部分项目EPC价格为例，应用场景为新能源侧配建储能和电网侧储能，中标单价分布在1.21~2.8元/Wh区间，均采用磷酸铁锂电池，其中中标单价最高的是山西朔州应县源网荷共享储能电站EPC总承包项目，建设规模300MW/300MWh，中标价格为83987万元，单位造价2.8元/Wh；作为对比，乌兰察布风电项目红格尔第四风电场配套储能EPC项目建设规模90 MW /180MWh,中标价格为21850万元，单位造价仅为1.21元/Wh。

可以看出，不同的项目中标价格差别巨大，由于储能电站建设费用影响因素较多，不能简单的用单位价格的对比来判别项目造价水平的高低。

储能电站建设费用主要包括设备费用、建筑费用、安装费用和其他费用等。

设备费用是储能电站建设费用占比最高的组成部分，主要包括中高压变配电设备、线路、变压器、无功补偿设备、储能电池舱（柜）、PCS变压器成套设备、二次设备等费用；建筑费用主要包括各类建（构）筑物、避雷针、电缆沟、给排水系统、地基处理、场地平整等费用；安装费用主要包括各类设备的安装、电缆敷设、照明系统、接地、调试等费用；其他费用主要包括土地使用费、招标费、监理费、建设管理费、勘察设计费、生产准备费、并网检测、验收等费用。

不同项目建设费用的组成部分差别较大，本文通过挖掘价格背后的影响因素，透过现象看到价格的本质。

一是项目建设范围的差异。储能系统设备仅仅是“狭义”的储能电站，储能电站建设范围除储能系统设备外，部分项目还包括升压站、送出线路、对侧接入间隔扩建等，对价格的影响甚大，山西朔州应县源网荷共享储能电站的招标范围即显示，该工程EPC范围包括储能电站和配套送出工程。

二是储能的充放电时间的差异。目前，新能源侧和电网侧储能系统充放电时间以2h为主，4h和1h为辅，以7月份中能建的集采设备价格为例，充放电1h、2h、4h的储能系统设备平均报价分别是1.305元/Wh、1.056元/Wh、0.986元/Wh。此外，充放电时间较短的储能电站变配电设施设备费、建筑费和安装费均高于充放电时间较长的储能电站。

三是技术路线的差异。储能系统拓扑结构主要采用集中式、组串式、级联型等技术路线，温控方式主要为风冷和液冷，消防方式也包括七氟丙烷、全氟己酮、气溶胶等消防介质，喷射方式又分为全淹没、簇级、模块级等。不同技术路线对设备的造价水平影响较大。仅以七氟丙烷全淹没和全氟己酮模块级消防作为对比，单位造价可相差0.04元/Wh左右。

四是设备品牌的差异。储能电池、PCS、变压器等主要设备综合造价影响较大，特别是储能电池，作为储能电站价格占比最高的设备，不同电池品牌差异较大，主流储能电池品牌的价格普遍在0.59~0.68元/Wh左右，选择不同品牌的电池对单位造价影响较大。

五是技术考核指标的差异。不同的储能项目考核指标差别较大，导致实际配置电芯的能量相对额定能量差别较大，对单位造价水平影响较大。例如部分项目用实际配置电芯能量作为储能电站额定能量，而部分项目在满足充放电次数、能量保持率、放电能量等考核指标下需进行电池的“超配”。以江苏省发改委印发的《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》为例，文件提出独立储能项目有效全容量下连续放电时间不小于2h，理论上应超配10%以上的电芯能量。

六是其他费用的差异。不同地区不同建设单位的其他费用差别较大，例如是否考虑征地费用，政处费用、并网检测、储能设备抽检等费用的较大差别，均会影响储能电站的单位造价水平。

七是商务条款的差异。部分项目在设备质保期、付款方式上的差别导致单位造价的差异。

八是其他部分的差异。部分厂家采用“非市场化”的手段获取项目参与资格，大宗商品价格的大幅波动等均会造成不同项目的单位造价水平差异较大。

总之，储能电站综合造价不能“浮于”价格的简单对比，更应透过现象看本质，深层次的挖掘价格背后的深层次逻辑，从而科学的判别综合造价水平的高低和储能电站的建设水平。