中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：海外需求爆發(fā)式增長(zhǎng)，產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)入百兆瓦爆單時(shí)代
海外能源通脹水平持續(xù)高漲疊加?xùn)|歐地緣沖突擾動(dòng)，海外市場(chǎng)儲(chǔ)能訂單需求激增，國內(nèi)企業(yè)一季度訂單量同比翻倍增長(zhǎng)。
行業(yè)人士透露，歐洲在東歐地緣沖突刺激下，將按下光伏+儲(chǔ)能投資配套快速鍵，2022年歐洲儲(chǔ)能的裝機(jī)量有望同比增長(zhǎng)超100%。多個(gè)專注海外市場(chǎng)的儲(chǔ)能電池企業(yè)表示出口歐洲的戶用家儲(chǔ)裝置訂單爆滿，基本處于供不應(yīng)求的狀態(tài)，如果國內(nèi)疫情對(duì)供應(yīng)鏈的沖擊能在上半年控制住，2022年歐洲預(yù)計(jì)訂單有望在2021年的翻倍增長(zhǎng)。
無獨(dú)有偶，南美、中東和北美市場(chǎng)均加速大型風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目的投資落地，直接推動(dòng)國內(nèi)儲(chǔ)能企業(yè)進(jìn)入“爆單斬獲”階段：科陸電子在2022年Q1先后斬獲485MWh和201MWh兩大美洲電池儲(chǔ)能訂單，首航新能源則獲得350MW SOFAR PowerAll光儲(chǔ)戶用訂單，南都電源則斬獲意大利國家電力公司集團(tuán)597.88MWh鋰電儲(chǔ)能訂單。
不少企業(yè)透露，2022年一季度公司的訂單量已經(jīng)超過去年全年的訂單量。高工儲(chǔ)能預(yù)測(cè)2022年下半年將有更多的百兆瓦級(jí)項(xiàng)目訂單出現(xiàn)。
上游原材料成本上漲勢(shì)頭放緩，但大范圍放量下跌概率很低
電芯漲價(jià)成為懸在電池和系統(tǒng)集成商端頭上的利劍，導(dǎo)致電池廠商、系統(tǒng)集成廠商的業(yè)務(wù)利潤遭到明顯擠壓。
從走訪的pack企業(yè)和系統(tǒng)集成商看，2022年Q1鋰電芯在2021年底的基礎(chǔ)上進(jìn)一步上漲15-20%，二三線電芯廠報(bào)價(jià)普遍達(dá)到0.9元/Wh，頭部大廠的部分型號(hào)價(jià)格更是高達(dá)1.1元/Wh以上。電芯成本上漲直接驅(qū)動(dòng)下游儲(chǔ)能系統(tǒng)中標(biāo)價(jià)由2021年底的不足1.5元/Wh提升至1.7-2.0元/Wh，導(dǎo)致國內(nèi)許多工商業(yè)側(cè)和發(fā)電側(cè)項(xiàng)目暫時(shí)中止實(shí)施，頭部pack和系統(tǒng)集成商企業(yè)一季度凈利潤下滑20%-30%不等。
高工儲(chǔ)能監(jiān)測(cè)到2022年Q1末鋰離子電池上游材料價(jià)格出現(xiàn)松動(dòng)趨勢(shì)，具體材料表現(xiàn)如下：
電解液板塊，2022年Q1六氟磷酸鋰市場(chǎng)平均價(jià)格下降至48萬元/噸，受鋰鹽產(chǎn)能持續(xù)釋放影響，截至3月底，六氟磷酸鋰市場(chǎng)的平均價(jià)格臨近30萬元/噸，VC產(chǎn)品市場(chǎng)平均價(jià)由2021Q4的50萬元/噸，下跌至31萬元/噸，截至3月底，產(chǎn)品的實(shí)際成交價(jià)已經(jīng)跌破15萬元/噸。
碳酸鋰板塊，鋰鹽價(jià)格出現(xiàn)一定松動(dòng)，部分企業(yè)成交意愿較強(qiáng)，市場(chǎng)庫存逐漸減少，3月底部分碳酸鋰實(shí)際成交價(jià)跌破48萬元/噸，整體呈下行走勢(shì)。但由于2022年海外鋰鹽和國內(nèi)鋰礦產(chǎn)能釋放量有限，因此2022年鋰鹽大幅度下跌的可能性較小。
正極板塊，由于1-2月上游碳酸鋰的價(jià)格整體處于高位，導(dǎo)致Q1正極材料價(jià)格同比上漲超100%（鐵鋰與錳酸鋰上漲超200%），環(huán)比上漲超25%（鐵鋰與錳酸鋰上漲超55%）。正極材料價(jià)格的上漲帶動(dòng)電芯產(chǎn)品價(jià)格上漲超10%。
負(fù)極板塊，受石油等價(jià)格上行影響，針狀焦、石油焦價(jià)格持續(xù)上升，推高負(fù)極成本，其中石油焦為原料的人造石墨綜合成本上漲約5-10%；隔膜板塊，受供需緊張加劇，濕法隔膜整體價(jià)格上升超10%。
綜上所述，鋰電池上游原材料“瘋漲”勢(shì)頭暫時(shí)遏制住，但在下游需求旺盛以及上游部分核心材料產(chǎn)能釋放有限的前提下，上游主材及鋰電池成本放量下跌的概率較小。全年看儲(chǔ)能鋰電芯（0.5C充放）價(jià)格預(yù)計(jì)在0.9-1.2元/Wh的水平震蕩徘徊，價(jià)格變動(dòng)拐點(diǎn)預(yù)計(jì)將出現(xiàn)在2023年下半年。
儲(chǔ)能技術(shù)多元化進(jìn)程加速，液流、壓縮空氣等百家爭(zhēng)鳴，但短期難以撼動(dòng)鋰電池新型儲(chǔ)能主流地位
高工儲(chǔ)能走訪了解到，壓縮空氣儲(chǔ)能、液流電池等非鋰離子電池路線的市場(chǎng)熱度正快速上升。
首先，《十四五新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》等中央及地方政策陸續(xù)出臺(tái)，加大對(duì)國內(nèi)壓縮空氣、液流電池和飛輪等儲(chǔ)能技術(shù)示范項(xiàng)目建設(shè)和產(chǎn)能投資的鼓勵(lì)及引導(dǎo)。其次，液流、壓縮空氣和飛輪等產(chǎn)業(yè)鏈代表企業(yè)正按下產(chǎn)能擴(kuò)張的加速鍵，加大在產(chǎn)能規(guī)劃和示范項(xiàng)目投資的拓展力度。未來上述細(xì)分技術(shù)路線有望對(duì)鋰離子電池儲(chǔ)能形成有力的補(bǔ)充和支持。
2022年Q1國內(nèi)非鋰離子儲(chǔ)能項(xiàng)目（部分）
數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年4月
與此同時(shí)，鋰離子電池相比其他新型儲(chǔ)能技術(shù)具備以下特點(diǎn)：
1）依托新能源汽車和消費(fèi)3C等下游領(lǐng)域，產(chǎn)業(yè)配套更為成熟，規(guī)模效應(yīng)明顯；
2）單位投資成本低，系統(tǒng)中標(biāo)價(jià)格穩(wěn)定在1.5-2元/Wh，遠(yuǎn)低于液流電池、飛輪等技術(shù)路線，初步具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的條件；
3）循環(huán)壽命持續(xù)提升，且綜合系統(tǒng)效率高達(dá)83%-85%。整體來看，下游系統(tǒng)集成商和項(xiàng)目投資方對(duì)鋰離子電池認(rèn)可度更高。
根據(jù)GGII儲(chǔ)能行業(yè)數(shù)據(jù)庫顯示，2022年Q1裝機(jī)達(dá)到10.2GW，其中鋰離子電池超越抽水蓄能排名第一，Q1新增裝機(jī)量占比達(dá)到41%，也在某種程度上說明鋰離子電池目前在新型儲(chǔ)能的主流地位。
2021年Q1國內(nèi)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量結(jié)構(gòu)（GW）
數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年4月
國內(nèi)儲(chǔ)能商業(yè)模式任重道遠(yuǎn)，需要管理層及產(chǎn)業(yè)鏈合力破局
國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)存在一定程度“劣幣驅(qū)逐良幣”的現(xiàn)象，本質(zhì)在于儲(chǔ)能商業(yè)模式尚未真正成熟。
2022年Q1現(xiàn)階段，國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)仍屬于典型的政策驅(qū)動(dòng)市場(chǎng)：發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)等集中式電力儲(chǔ)能業(yè)主選擇儲(chǔ)能配套更多在于獲取當(dāng)?shù)卣娘L(fēng)光開發(fā)指標(biāo)，而非通過儲(chǔ)能設(shè)施參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)獲取經(jīng)濟(jì)收益。政府風(fēng)光儲(chǔ)強(qiáng)配政策是現(xiàn)階段國內(nèi)電力儲(chǔ)能最大的驅(qū)動(dòng)力。
在此背景下，初始投資成本取代全生命周期度電成本成為國內(nèi)相當(dāng)部分項(xiàng)目業(yè)主投資儲(chǔ)能項(xiàng)目的核心考核因素。部分企業(yè)和儲(chǔ)能系統(tǒng)集成商為盡可能壓縮投入成本，偏向選擇價(jià)格更加低廉、但一致性和循環(huán)壽命較差的電芯、儲(chǔ)能變流器等產(chǎn)品。
據(jù)行業(yè)人士透露，部分項(xiàng)目業(yè)主為抵消年初上游電池材料暴漲的影響，還在項(xiàng)目中混入梯次退役電池。這樣不僅會(huì)沖擊用心打磨產(chǎn)品質(zhì)量的同行企業(yè)的發(fā)展空間，同時(shí)也會(huì)為國內(nèi)儲(chǔ)能電站的安全運(yùn)行帶來極大的風(fēng)險(xiǎn)，長(zhǎng)此以往將對(duì)國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)的可持續(xù)發(fā)展帶來不利影響。
劣幣驅(qū)逐良幣產(chǎn)生的根源在于儲(chǔ)能市場(chǎng)商業(yè)模式成熟度不足。以目前火熱的獨(dú)立（共享）儲(chǔ)能為例。一方面，根據(jù)GGII儲(chǔ)能項(xiàng)目數(shù)據(jù)庫顯示，截至2021年底共有84個(gè)共享儲(chǔ)能項(xiàng)目已通過備案或公示，主要分布在內(nèi)蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅等9個(gè)省份，項(xiàng)目總規(guī)模超12GW/24GWh。2021年Q1通過備案及備案中的獨(dú)立儲(chǔ)能12.8GW/26.9GWh，備案規(guī)模增長(zhǎng)勢(shì)頭持續(xù)。另一方面，國內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目尚處于定點(diǎn)示范階段，儲(chǔ)能租賃費(fèi)用制定、能否參與當(dāng)?shù)丶巴獾噩F(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)，充電和發(fā)電費(fèi)用是否收取，如何收取等詳細(xì)規(guī)則沒有普遍規(guī)定，一事一辦的情況更多。
值得慶幸是，今年1月以來國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》等改革文件，指出到2025年，全國統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系初步建成，電力中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場(chǎng)一體化設(shè)計(jì)、聯(lián)合運(yùn)營，有利于新能源、儲(chǔ)能等發(fā)展的市場(chǎng)交易和價(jià)格機(jī)制初步形成。未來儲(chǔ)能商業(yè)模式所依賴的電力市場(chǎng)改革有望穩(wěn)步推進(jìn)，但從目前情況看，商業(yè)模式成熟度較低是制約國內(nèi)儲(chǔ)能快速發(fā)展的主要因素之一。
