在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会 论坛上，SMM储能首席分析师冯棣生就全球储能市场格局及中国企业出海的挑战与机遇进行了详细解读。他表示，目前的全球储能市场主要是以中国、北美和欧洲为主。2022年，中国、美国和欧洲新型储能新增装机在全球储能市场中累计占比高达86%。虽然自进入2023年以来，储能需求并没有达到市场年初的预期，增速有所放缓，但SMM认为储能长期向好的发展趋势不变。SMM预计到2030年，全球储能市场需求将超过900GWh左右。 全球能源转型助推储能发展 全球可再生能源发电量逐年攀升，能源转型背景下，储能发展迎来新增长点 在全球可再生能源发电量逐年攀升，能源转型背景下，储能在近些年迎来快速发展。当前可再生能源（光伏&风电等）占比仅在31%左右，为实现“碳中和”目标，预计2030年前可再生能源比例将上升至为42%；2050年或将达到53%左右。 为实现“双碳”目标，可再生能源将迎来规模化发展，但风电、光伏发电出力的波动性和随机性特征，增加了调峰调频压力，引发电网电压质量下降等问题。在此背景下，储能成为有效缓解大规模可再生能源并网压力的一种有效技术手段，能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。 因此，伴随全球碳减排及碳中和行动持续推进，由化石燃料为主的能源结构体系向清洁低碳能源为主的能源结构体系转型成为明确趋势，储能发展进入快速通道。同时，据SMM了解，2030年前，中、美、欧减排指标均超过50%，是全球范围内的核心减碳区。因此，中，美，欧地区也是全球市场的主要储能市场的主要驱动力。 全球储能市场发展回顾与展望 据SMM了解，目前的全球储能市场主要是以中国、北美和欧洲为主。2022年，中国、美国和欧洲新型储能新增装机在全球储能市场中累计占比高达86%，较2021年同期上升6个百分点，继续引领全球储能市场发展。 但从2023年的发展情况来看，储能需求并没有达到市场年初的预期，增速有所放缓，主要是因北美和欧洲市场增幅放缓导致，其中北美市场进入2023年以来扰动因素较多，譬如频频加息的动作之下，联邦利率的上调导致资金成本的增加进而导致储能项目收益率走低，企业投资意愿减弱以及供应链环节，储能系统主要组件变压器供应紧张，导致提货时间翻倍等......综合因素影响下，北美地区储能市场2023年需求增速放缓，部分项目取消或者延期至明年。 而身为储能第三大市场的欧洲，今年的关键词就是“去库”。在能源危机影响下，欧洲户储在2022年年底需求快速上行。预期向好的情况下，2023年年初大量的储能设备涌入欧洲市场。但受2023年欧洲经济环境较差和电价回落，刚需性减弱等因素的影响下，储能市场需求增速不可避免地收到拖累。不过目前欧洲的去库仍在进行中。 虽有短时扰动因素，但SMM认为储能长期向好的发展趋势不变。SMM预计到2030年，全球储能市场需求将超过900GWh左右。2023-2030年CAGR增速或将在27%左右。 SMM对2024年到2030年的中国、北美、欧洲以及其他国家储能行业的发展做出展望，具体如下： 中、美、欧三大储能市场现状与展望 配储政策和工商业储能加速中国储能市场发展 中国储能市场发展回顾与展望 中国储能的发展离不开政策的推动。储能在“十二五”纲要中被首次提及，且被定为未来发展目标。在“十三五”规划期间，储能是我国重点发展的战略性新兴产业。在十四五期间，全国各省相继出台“新能源+储能”政策目标，明确光伏、风电装机配储比例与时长。政策强制配储下，发电侧储能在近两年迎来快速发展。从2023年的需求来看，发电侧和电网侧需求占比达到78%，贡献了主要的增量。 用户侧储能方面，中国在工商业储能领域在去年和今年实现了从0-1的突破。未来有望持续增长。 长期来看，随着光伏，风力发电量的逐年增加，需要消纳的不稳定电力也将随之增加。因此，SMM预计长时储能需求（4小时以上）占比提升。新兴增长领域，随着电力市场改革的深入，工商业企业除了通过配置储能来满足自身生产用电需求外，多元化的商业模式将助推用户侧工商业储能需求快速增长。 SMM预计到2030年，中国储能市场需求将达340GWh左右，2023到2030年储能需求年复合增长率在31%上下。 中国发电侧储能在配储政策推动下迎来快速增长 当前我国发电侧储能从用途上看主要有火储联合调频和新能源配储两方面，火储联合调频市场规模有限，新能源配储成为发电侧电化学储能主要应用场景。 SMM调研了中国部分省市、自治区储能配储比例和时长的情况，从中发现，目前更多的省份对于“新能源+储能”的配置比例更多的在10%-20%上下，配储时长目前以2小时为主。未来，SMM预计这一比例将会进一步提升。 当前国家出台一系列政策推动发电侧储能由商业化初期向全面市场化发展，部分省市也在十四五期间，明确了储能装机规划，带动储能快速上行。 工商业储能将成为中国储能市场重要来源 进入2023年以来，各省份分时电价被进一步拉大，据SMM统计，2023年上半年，中国已经有超过19个省市和地区平均峰谷价差超过0.7元/KWh，具备了峰谷价差套利的基本条件。基于分时电价政策，储能系统在电价低谷时从电网购买低价电能，在电价高峰时放出使用，从而减少电量电费支出，同时还能够平衡电网负荷峰值，起到延缓电网线路扩容的投资的作用。 同时，随着今年整个锂电产业链价格下降，带动储能系统成本走低，工商业储能经济型明显提升。 SMM预计，2023年工商业储能总需求在2GWh左右，预计到2030年，工商业储能需求会达到26GWh上下。 多扰动因素下的美国储能市场 美国储能市场发展回顾与展望 作为全球第二大市场的美国，因其电力市场较为成熟，所以储能装机主要由市场驱动。 虽然今年北美储能在联邦政府加息，部分储能部件如变压器交付周期延长等因素影响下，需求增速放缓。但长期来看，在ITC补贴刺激，能源转型和市场驱动下，北美储能市场仍将保持较快增长， 预计到2030年，北美储能市场需求将超过230GWh，仍为全球第二大储能市场。 发电侧：美国发电及储能市场 回顾历史可以发现，美国在发电侧和电网侧的发展和其本身电力结构有着密不可分的关系。美国电网目前主要由三大电网集团组成，分别是东部联合电网、西部联合电网和德克萨斯电网。从地理条件上看，落基山脉阻断了东西电网的直接互联，德州与东部电网没有直流线路链接，导致各州电力系统无法提供支援，电网独立，各州需配置储能以应对突然的停电危机。此外，薄弱的电网基础使美国储能建设更为刚需。当前，美国70%的输电线路和变压器运行年限超过25年，60%的断路器运行年限超过30年。电网改造迫在眉睫。 另一方面，能源转型也在美国加速开展。 预计到2030年，美国风电和光伏两者发电占比将达到33%。 全美各州也陆续公布储能强制目标计划，明确储能装机规划。因此， 陈旧的电网系统和能源转型阶段的新的电力系统结构特点使得储能电站成为美国当下发电和电网侧的刚需。 用户侧：ITC补贴政策将户储纳入补贴范围，推动美国用户侧储能发展 作为第二个增长点的户储市场，户储市场的发展和居民本身用电不稳定以及电价高企有着直接的关系。美国居民用电电价常年处于其他各部门电价之首。据SMM了解，美国居民电价从2016年的12.55美分/千瓦时上涨至2023年上半年的15.91美分/千瓦时，涨幅达16.5%。而不仅仅是高电价问题，停电风险在美国也依然存在。据统计，在今年夏天气温飙升时，北美三分之二的地区都面临了能源短缺的风险。部分地区停电时间长达一个月。在这一背景下，分布式光伏+储能刚需性增加。 同时，在政策领域，今年落地的ITC法案，将户储也列入了可享受税收抵免部分中并且提高基础抵免比例到30%，延长补贴时间。美国户储经济型显著提升。 用户侧主导，发电及电网侧初具规模的欧洲储能市场 欧洲储能市场发展回顾与展望 欧洲为全球最大的户储市场。2022年，俄乌冲突爆发，欧洲对俄罗斯天然气的制裁，短期内大幅推高了电价，同时由于能源短缺，部分地区也出现了停电现象。在电价高企和电力不稳定的双重作用下，欧洲户储市场快速发展。 此外，作为另一个增长点的大储方面，随着2023年光储成本降低，欧洲的集中式光伏和大储将逐步打开市场，储能项目的项目规模将持续增加。风储方面，英国作为海岛国家，风力资源丰富， 拥有世界上最大的海上风电装机容量，引领“风电+储能”市场。欧洲大储市场已初具规模。 长期来看，欧洲在俄乌冲突中意识到其必须摆脱对俄罗斯化石能源的严重依赖，加速太阳能光伏发电布局。因此，在能源转型的决心下，预计新能源建设以及储能设施的需求虽在今年有所减缓，但长期将得到延续。SMM预计到2030年，欧洲储能需求或将超过180GWh，继续为全球第三大储能市场。 欧洲大储初具规模，多国规划带动未来起量 能源结构：过去5年内，欧洲约50%到60%的能源消耗依赖于化石能源进口。欧盟天然气对外依存度依然高达90%，石油对外依存度高达97%。 俄乌冲突影响：俄乌冲突爆发后，俄罗斯与欧洲能源贸易受到多重限制，对欧洲的不良影响显而易见。数据显示，欧洲地区对俄罗斯天然气的依赖程度高达40%至45%，欧盟石油、煤炭进口的27%和46%来自俄罗斯。欧盟在俄乌冲突中意识到欧洲必须摆脱对俄罗斯化石能源的严重依赖，加速自身可再生资源的发电量占比。 欧洲户储市场 高电价：2022年俄乌冲突，导致天然气价格快速上涨。欧洲居民平均电价达到历史峰值。今年以来，随着冲突环节，欧洲居民用电价暂时回落。但供需关系无法保持天然气价格长期处于低位，欧洲目前居民平均电价仍高出其他地区3倍以上。 政策：《欧洲绿色协议》和《欧洲环境法案》，欧盟计划将2030年欧盟温室气体排放总量较1990年值至少下降55%，可再生能源装机量在2030年将达到1236GW，其占总能源装机量的45%。 俄乌冲突：欧盟在俄乌冲突中意识到欧洲必须摆脱对俄罗斯化石能源的严重依赖，由此《欧盟再生能源计划》和《欧盟太阳能战略》两项政策性文件应运而生。加速太阳能光伏发电布局。 储能行业目前面临的一些挑战 储能行业高热度下，相关企业快速增加，产业链迅速面临产能过剩 储能行业高热度下，相关产能快速扩张。从中国市场来看，在过去的三年，中国储能相关企业参与数量迎来爆发式增长。截止到目前，储能全产业链相关企业从2021年0.6万家，快速增长到了当前的12.2万家。 同时，从储能各环节全球分布来看，其实呈现出了逐级缩小的变化趋势。首先是储能电芯环节，中国目前占据了全球的80%。目前储能领域应用最大的磷酸铁锂电池，基本全部来自于中国市场的供给。 下一级是集成环节的全球储能分布，集成环节中国产能占据了全球的66%。同时，北美和欧洲也分别贡献了19%和14%的集成产能占比。 最后是需求环节。中国在各个环节都贡献了最大的产能，但是从全球需求来看，需求占比只占到了37%。北美和欧洲需求占比达到47%左右。因此，SMM认为，目前中国储能产业链环节不得不面对的问题就是内卷加剧，价格战加剧，且价格战仍将持续一段时间。 储能系统成本在进入2023年以来，进入下行调整通道 据SMM现货报价显示，进入2023年以来，随着主要原材料碳酸锂的价格整体进入下行空间，叠加市场前期规划产能在今年进入密集投放期，竞争加剧下，储能电芯价格快速下降。今年以来，2小时储能系统价格较年初环比下降34%，2小时EPC环比下降12%。 》查看SMM钴锂现货报价 》订购查看SMM钴锂产品现货历史价格走势 出海是储能产业链不得不面临的挑战 储能第二大市场北美：IRA法案下，储能相关产业链将加速回流美国 储能的需求是全球性的，但作为第二和第三大市场的北美和欧洲，在去年和今年相继推出了IRA和欧盟电池法案，目的是为了加速企业自身产业链的建设。 首先来看IRA法案，IRA法案中，ITC尤为重要，今年ITC补贴宣布，储能的补贴比例增加以及补贴的时间跨度延长。基本补贴是较易获得的部分。企业需要重点关注的是额外补贴中，本土制造的部分。本土制造比例需穿透到锂电原材料。因此，产业链整体出海是未来的趋势。 储能第三大市场欧洲：今年推出欧盟新电池法案 新的电池法规将覆盖到电池的每一个生命周期：从设计、制造、应用，直至其回收和处理，旨在深化循环经济的实践和理念。新电池法还对原材料的碳排放进行了明确划分，原材料进入电池生产工厂前的采矿和预处理过程，以及相应的交通运输等排放均需包括在内。 按照新法规，自2027年起电池出口到欧洲必须持有符合要求的“电池护照”，记录电池的制造商、材料成分、碳足迹、供应链等信息。 然而，目前国内外标准数据库存在差异，且尚未建立国际间的碳足迹互认机制。中国电池企业需要提供全产业链的碳足迹声明，包括对碳排放数据的测量和收集工作。此外，为满足欧盟碳排放要求，中国电池企业或需要对产品进行环保改进和技术升级。因此，企业成本投入或将增加。此外，欧盟对碳排放进行分级，并制定相关阈值标准，或影响企业的产品竞争力。 锂离子电池储能装机规模逐年攀升下，已建储能电站利用率低的问题逐渐凸显 我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，发电侧参与电网调度不明确，参与辅助服务市场条件不成熟。相较于抽水蓄能两部制电价政策，由于新型储能起步晚，无论是电量电价，还是容量电价都有待完善。目前新能源配储成本高，使用率不足。 SMM认为，“独立储能”是源网侧储能的另一大发展趋势，有助于改善当前储能电站利用率不高的问题。同时，随着我国电力辅助服务和市场化改革的持续推进。独立储能商业模式更加多元，将有效发挥储能电站“一站多用”的共享作用。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会 上，江苏新日电动车股份有限公司副总经理、总工程师雷宝荣介绍了钠离子电池的优势，并对其发展前景做出分析。 雷总表示，在性能方面，钠离子电池主要优势表现在快充性能好 、高低温性能优异 、安全性能好 、电压带宽好等方面，但钠电池的能量密度以及循环寿命相对较低，是限制其发展的主要问题。 具体来看，相比于锂离子电池，钠离子电池有以下优势： 1. 充电快：磷酸铁锂需20-30分钟可充电至80%，钠离子电池有望将时间缩短40%左右； 2. 高低温性能优异：工作温度范围在-40C-80℃ 。高低温环境下电池仍有良好的容量保持率； 3. 安全性能好：在过充、过放、短路、针刺、挤压等测试中不起火、不爆炸 ; 4. 设备兼容性好：钠离子电池与锂离子电池生产工艺相近，在电极生产过程 、电池装配过程完全相同，因此设备兼容性高，企业产线转换成本较低 ; 5. 钠离子溶剂化能低：钠离子比锂离子更易脱溶剂化，界面反应动力学更好。 而提及未来钠离子电池的发展前景，雷总表示，当前钠离子电池已经受到各个国家重视，数据显示，自2021年到2023年间，全球钠离子电池规模增长显著。 日媒曾经提到，中国钠离子电池研发已是世界领先，而未来，雷总认为，钠电产业发展主要有以下八大趋势： 趋势一 、2023将成为钠电池量产元年 ，低速电动车（电动两轮车/工程车/A0级乘用车等将成为第一个市场化应用场景。 趋势二 、2030年钠电池出货量或将超过1Twh ，迎来钠电Twh时代。 趋势三 、钠电产业话语权将是全球新的能源技术争夺高地。 趋势四 、钠电将继续成为未来10年内一二级市场投资热点。 趋势五 、钠电正极材料体系将多元化发展 ，层状氧化物有望优先量产 ，储能领域聚阴离子有优势。 趋势六 、钠电负极材料硬碳将是主流。 趋势七 、发展钠电是国家战略 ，解决锂资源卡脖子问题 ，价格未来将持续高位运行（20万以上)，钠电成本优势将在2-3年内体现。 趋势八 、钠电不是锂电产业补充是替代！ 向上对标磷酸铁锂 、锰酸锂电池 、向下替代铅酸电池 、将对锂电和铅酸电池形成巨大的压力 、市场将出现钠电新势力！ 雷总认为，钠离子电池是未来电动车以及储能电池的重要发展方向之一。随着钠离子研发技术的不断进步，钠离子电池的商业化进程不断加快，提前布局这一领域有望在新能源电池领域抢得先机。目前说钠离子电池取代锂电池还为时尚早。同时钠离子电池还有诸多问题亟待解决，随着电动车辆、储能等行业大量应用、通过不断的完善材料研发和相关技术、工艺的提升、 大规模生产的具有高安全性、低成本、高能量、高功率密度和长寿命的钠电池，相信在未来3-5年时间内，钠离子电池的高质量、大规模的产业化格局将快速实现。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会 论坛上，深圳市首航新能源股份有限公司储能高级解决方案专家陈子颖对工商业储能行业进行了专业分析，并分享了工商业储能行业系统解决方案。 工商业储能行业分析 中国工商业储能市场发展情况 尽管国内工商业储能发展仍处于早期阶段，但在2021年国家提出优化分时电价机制、2022年国家引导用户侧配储奠定了用户侧储能发展的基础、2023年陆续发布政策引导工商业储能参与电力市场交易的支持下，工商业储能装机逐步增长，今年新增装机规模和增速预计都将创下新高。 我国储能进入新的发展阶段，工商储迎来发展元年 一方面，进入2023年以来，来自政策方面的多重利好助力工商业储能发展；且随着工商业用户对备用电源需求增加，工商业储能系统也成为备电保证连续生产的重要手段。此外，储能系统价格下降，工商业储能经济性凸显。多重因素综合影响下，工商储能迎来发展元年。 中国工商业储能市场趋势 国际机构预测较为保守，认为2023-2027年工商业储能新增装机功率与容量预计保持增长态势，复合增速最高可达到47.5%/48.8%，到2027年新增装机最高有望达到2.8GW/6.9GWh；而国内高工储能研究院乐观预计到2025年储能产品装机规模可达到20GWh。 工商业储能是国内率先商业化且最具潜力的储能细分场景 从当前储能场景的发展情况爱看，工商业储能相比于源网侧储能以及户用储能而言，是国内率先商业化的储能细分场景，且拥有多重优势，发展潜力巨大。预计未来工商业储能盈利模式将实现多样化，在细分领域渗透，实现快速发展。 多场景应用未来可期，需共同突破发展难题 分布式光伏与工商业储能的耦合关系持续加强，同时在新能源汽车普及下，光储充应用场景即将爆发。在锂电池成本下降和电力市场改革增加收益的驱动下，工商业储能应用场景不断扩宽。 面临的问题： 高能耗企业：用电量大，初始投资成本高； 零碳园区：软硬件基础薄弱； 大型商超：人员密集，安全性难以保障； 光储充：多方利益协调难，运营模式不成熟； 微电网：运行效率低，运维成本高。 地区分布方面，工商业储能主要安装在工业和商业企业的空地或内部空闲地上，因此与企业数量息息相关。据统计，规模以上企业和高耗能企业TOP5省份均在 广东、江苏、浙江、山东和河南 。 行业挑战：阶段性发展性难题尚待解决 工商业储能在产品、政策、标准等方面存在发展难题，制约行业规模化发展。 工商业储能系统解决方案 PowerMagic工商业储能系统解决方案：兼具高效灵活、更低LCOS、极致安全、以及智能管理等四个方面的优势。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会 论坛上，广州鹏辉能源科技股份有限公司储能研究院院长闫龙龙围绕“快速迭代下储能电池的发展与未来”的主题展开分享。 储能行业发展 新型电力系统的发展 中国提出了“30碳达峰，60碳中和”的目标，到2030年，碳达峰达到峰值；2060年实现碳中和，有计划、分步骤推进新型电力系统建设。 新型电力系统“三步走”发展路径： 加速转型期：时间段是当前至2030年；总体形成期：时间段为2030年至2045年；巩固完善期时间段为2045年至2060年。 双碳背景下构建以新能源为主体的新型电力系统，储能系统是关键！ 储能技术分类及装机规模 储能可以分为机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。 据国内专业储能机构数据，截至2022年底中国电z力储能累计装机规模59.8GW，中国新型储能累计装机规模13.1GW，其中锂离子电池占比达94.0%，占据新型储能主要江山。 且值得一提的是，当前 新型储能系统已经形成以锂离子电池为核心的技术路径！ 数据显示，中国电力储能累计装机规模59.8GW，新型储能累计装机规模达13.1GW。 储能电芯分场景选型 储能场景主要可分为大型储能、工商业储能、户用储能和便携式储能四类 1、大型储能---280Ah单体电芯为主，较为统一 2、工商业储能---150Ah/220Ah/280Ah等电芯 3、户用储能---50Ah高压产品/100Ah低压产品 4、便携式电芯---软包、圆柱为主，单体≤30Ah 国内储能电芯发展方向 新能源发展迅速，配储政策带来电芯的高速发展 1、大型储能--单体提容进入314/320/560Ah时代，循环迈入万次以上； 2、工商业---新的增长极，150Ah匹配100度电，280Ah匹配200度电为主流； 3、户储---50Ah高压产品单体提容到72Ah、100Ah 低压产品使用寿命提升到6000周以上； 4、便携---软包、小圆柱为主，大圆柱进入便携储能市场； 5、钠电试点突破，寻找合适的应用场景，目前主要集中在储能、轻动领域，预期将进入示范性应用阶段。 电芯的技术迭代 预计未来随着电池技术的持续发展，铁锂电池将逐步取代三元电池，钠电启动推向市场；单体电池容量逐步增加，循环寿命逐步提升。 目前电芯发展的4个核心 目前围绕电芯发展，有4个核心要素需要注意： 1. 安全——长寿命下的高安全（全生命周期的安全评估测试与仿真能力）； 2. 寿命——25年以上≥1.2W次发展，可以通过补锂技术的应用来增加电池寿命； 3. 容量——单体电芯超过1度电。可以通过结构优化、尺寸调整来精进； 4. 成本——规模化、精细化降本。当前电芯发展已经进入产能过剩的阵痛期，成本压力大，降本迫在眉睫。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM钠电产业年会 论坛上，山东华纳新能源有限公司副总裁李稚殷发表了主题演讲，介绍了钠电层氧正极材料的当前发展情况以及未来趋势。 山东华纳新能源副总裁李稚殷表示，在国家“双碳”目标和解决锂资源“卡脖子”双重因素推动下，新能源产业蓬勃发展，钠离子电池在过去两年的时间里迎来高速发展期。钠电发展到现阶段，除了一直备受关注的成本问题，钠电的下一阶段发展方向与技术突破点也是需要我们思考的重要问题。 关于钠电的应用发展前景，李总认为，钠电的高倍率、低温性能及安全性优势突出，应聚焦发力能发挥优势的下游场景，包括工程机械、园林工具、高寒地区应用等。山东华纳新能源的技术团队也一直在潜心研发钠离子电池正极材料，希望通过正极材料技术突破，最大程度发挥钠电优势，解决目前钠电的应用痛点，帮助我们的客户深入挖掘钠电应用市场潜能。 钠离子电池的正极材料主要有层状氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子三条技术路线，山东华纳新能源采用的是层状氧化物技术路线。李总表示，三条技术路线各有优缺点，层状氧化物正极材料综合性能更优异，其理论比容量高、倍率性能好，技术易转化、可开发性高且可应用场景广阔，但也面临着诸多挑战，包括P2型材料，在抑制低压区钠离子空位有序重排，在高压区的时候氧不可逆的释出，O3型正极材料，放电均压低，Na+传输动力学差，复杂多重相变，空气稳定性差，高压氧不可逆逸出，这些都是需要解决的技术难题。 针对层状氧化物正极材料存在的挑战，山东华纳新能源技术团队已取得了突破性进展。据李总介绍，华纳新能源技术团通过对材料的离子电子结构进行调控，有效地改善了层状材料的空气、循环稳定性并取得了不错的成果。目前，公司500吨级钠离子电池正极材料产线已在济南正式落地并投产，面向市场推出了HP型、MH型、HE型三款各项性能优异的钠离子电池正极材料。同时，根据李总分享的华纳新能源正极材料扣电实测数据，正极材料产品的放电均压、循环稳定性及可加工性等方面均优于竞品。从电芯层面数据来看，华纳新能源的正极材料在高压循环、高温循环、倍率性能亦有突出表现。未来华纳新能源的材料开发将继续围绕低温性能、高电压、高克容及高倍率四大方向持续迭代。 最后，李总表示，华纳新能源未来发展策略将继续围绕三个维度，一是通过以量放价的方式，提高规模效应并达到降本的目的。二是致力于做差异化产品的开发，材料将以低镍、高压、高克容为核心迭代方向，在这些性能的提升情况下同步提升材料的空气稳定性和循环稳定性。三是产业链的联动发展，作为钠电核心材料研发企业，一方面以下游需求驱动材料技术发展，另一方面将进一步加强产学研联动，推动钠离子电池产业发展。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会 论坛上，远东电池江苏有限公 司用户侧储能研发部负责人周伟表示，用户侧储能存在散、多、故障响应不及时、运维管理成 本高、安全风险大等痛点，储能数字化为用户提供了全方位、精细化管理服务，实现了数字 化、智能化管理，提高了运营效率和管理水平。 数字化机遇拥抱储能 国家能源局：数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型 2023年3月28日，国家能源局发布《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》。 在行业转型升级方面，该意见指出要以 数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型。 用户侧储能痛点：散、多、故障响应不及时、运维管理成本高、安全风险大 当前用户侧储能面临站点分散，运维管理成本高、智能化程度低以及系统安全风险等问题。 具体如下： 而数字化赋能智能化、平台化以及数据化特点可协助解决用户侧储能痛点问题。 储能数字化可以为用户提供全方位、精细化管理服务，实现了数字化、智能化管理，提高了运营效率和管理水平。 储能数字化方案与关键技术 基于端边云架构的用户侧储能智慧云平台 云端产品：云平台 平台基于微服务技术架构平台，具备户储，分布式工商储、电站级储能系统全方位实时监 控、快速故障定位，精准识别系统安全风险，具备电池及设备实时诊断分析、故障预测、 远程运维及智能派单巡检功能。 云平台网络安全设计 随着数字化的发展，网络安全问题不容忽视，在设计阶段，就需要将相关恶意软件攻击、钓鱼攻击、SQL注入攻击等在设备接入端与应用访问端通过AI技术、零信任架构、区块链技术与ATP高级防护技术等手段确保网络使用安全。 基于云平台扩展：云BMS 电池包内的BMS系统受制于能耗与计算能力，可将复杂的计算工作放置于云端处理。而 云平台是基于互联网和物联网及AI技术，采用云技术、云计算、大数据、提供SAAS服务，对电池性能大数据分析、精细化电池财产安全管理、远程监控、无人值守、安全运行预警、智慧运维等。 云BMS拥有实时在线监测与诊断；电池安全及故障监测预警；电池状态健康度评估与优 化；电池寿命延长算法；电池全生命周期管理等功能。 放眼未来，在政策规划、产业内驱、需求带动等多方因素影响下，储能产业数字化、智能化是大势所趋。远东电池将以市场需求为导向，紧抓能源数智化的发展机遇，不断提升自身核心竞争力，为新能源行业智能化转型升级贡献远东力量。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM锂钴镍产业年会 论坛上，SMM镍行业高级分析师付建表示，根据测算，2023-2026年全球镍市场将呈现供应过剩格局。作为原生镍的主要生产地，印尼的NPI及中间品在2022-2023年持续快速投产放量。预计到2026年，全球原生镍过剩将达到50.9万金属吨左右。 镍价核心交易逻辑转变分析 镍相关产品价差波动驱动物质流向变化 期镍与现货镍产品价差变动使得镍市场不断出现物质流变化，核心交易逻辑从不锈钢链条转变为新能源链条再转回纯镍。 镍定价逻辑的转变可以分为四个阶段： 首先在 2019年至2021年 ，这一阶段通常被称为传统行业定价镍的阶段，此阶段的核心逻辑在于镍生铁与纯镍之间的代替关系。因为在原本镍产业链当中，不锈钢是镍行业最大的下游，彼时主要原料是纯镍。随着镍生铁的产能扩张，挤压了不锈钢原料当中纯镍的占比。在二者的长期竞争中，镍铁便成为了纯镍价格的支撑位。因此，若是纯镍的价格低于镍铁价格，纯镍的需求则会上升，从而产生利多影响。从下图价格走势也可以看出，在2021年之前，镍铁、硫酸镍、纯镍、三者之间的走势非常紧密且一致。 》点击查看SMM镍产品现货报价 2021年3月后，镍产业链的定价逻辑则发生了一些转变，定价方式转到了新能源行业。物料流发生的变化则是，更多的镍豆，即精炼镍被拿去生产硫酸镍，再用于生产电池，所以此阶段纯镍的供给增速低于新能源行业的需求增速，导致纯镍库存的大幅去库，同时也为2022年3月的极端行情埋下了伏笔。此阶段可以将硫酸镍的金属吨价格理解为纯镍的压力位，因为一旦镍豆的价格超过了硫酸镍，那么镍豆的需求则会下降，从而产生了利空影响。而纯镍与镍生铁价格的相关性则逐渐开始走弱，因为在镍铁产能逐渐扩张的背景下，镍铁与纯镍在不锈钢原料当中的替代关系在逐渐走弱。 2022年3月，极端行情发生，逼仓事件发生后镍价经历了很长一段时间的混乱期，在这个时间段市场定价逻辑从期货转向了现货。 到了今年后，定价的逻辑便转向了电积镍。物料端带来的转变则是镍生铁去产高冰镍，再到硫酸镍或者MHP生产到硫酸镍，再从硫酸镍生产到电积镍。这个时候硫酸镍的金属吨价格则成为纯镍的支撑位，因为一旦纯镍的价格低于硫酸镍，那么硫酸镍生产纯镍的驱动力就出现减弱，从而对镍价产生利多的影响。 硫酸镍长期大幅度贴水纯镍，硫酸镍生产电积镍驱动强势 2022年镍价异常波动后，硫酸镍由升水纯镍转为长期大幅贴水。镍豆生产硫酸镍无经济性，且市场转向硫酸镍生产电积镍的方向。 具体来看，在2022年3月极端行情后，纯镍的价格远高于硫酸镍，如此一来，镍豆生产硫酸镍的经济性消失，受利润驱动，市场众多企业便开始使用硫酸镍去生产电积镍。其中的加工费大概是在1万到1.5万的区间之内，只要硫酸镍能长期大幅贴水纯镍的话，企业便有驱动力去建设这样的产线，产线一旦投建以后，价差只要大于15,000元/吨便可以生产电积镍。 各原料同期生产电积镍经济性对比 以4月为例，使用高冰镍或者MHP甚至外采硫酸镍去生产电积镍的利润空间是远大于去销售硫酸镍的利润率。此外，国产电积镍的成本较低，同时也会挤占部分老牌纯镍的市场。且据海关数据显示，自2023年开始，国内纯镍的进口量出现明显的下滑。同时随着国内企业生产的电积镍接连成为LME的可交割品，国产电积镍也拥有了期货的话语权。 全球镍市场供应端情况 2019-2016E全球镍原料分布概况及产能产量预期 全球主要镍矿资源资源供应分布 全球镍矿可分为两大类，分别是红土镍矿以及硫化镍矿，其中红土镍矿占全球比例约70%，硫化镍矿约占30%。硫化矿主要分布于加拿大、俄罗斯、中国以及澳大利亚，而红土镍矿多集中于热带国家例如菲律宾、印度尼西亚、新喀里多尼亚等赤道地区的国家。 若是把各国家的镍矿年产能分为三个阶梯，分别是小于10万金吨，10-50万金吨以及大于100万金吨的话，仅有印尼的镍矿产能大于100万金吨，其次为菲律宾。此外仅是印尼一国的镍矿资源就占据了全球的43%，位居世界第一，因此印尼在全球镍行业中也有举足轻重的作用。 印度尼西亚严厉打击非法镍矿 结合热点来看，今年8月印尼非法镍矿审查以来，市场便对其尤为关注，SMM也进行了紧密的追踪。对于印尼矿山而言，拿到IUP或者IUPK资质是一个矿山想出货的前提，然后去申请RKAB（配额），二者缺一不可。但是据SMM调研了解，目前约有20%的镍矿没有IUP或者IUPK资质，甚至没有矿山，直接盗采，在印尼决定眼里打击非法镍矿之后，这部分的矿将会完全停掉。剩余的30%是有IUP或者是IUPK，但是没有RKAB或者是RKAB不够了，亦或是非法买卖RKAB（非法买卖配额）。对于配额不够的这些矿山原本在7月有一次再一次申请配额的权利，正常而言10月份配额就可以下放，但是目前由于审查，导致7月份的配额申请出现了延期，进一步致使10月的新增配额无法下发，所以导致了近期镍矿价格的上行。 目前印尼也颁布了新的配额申请机制，不同于之前一年一审批的方面，目前分为两类，如果矿是在勘探阶段，RKAB一年一审批，如果矿山已经处于了运营阶段，可以三年一审批，一次就可以报三年的配额。预计最快明年年初新增的配额可以审批通过。 印尼关键政策梳理 下图是印尼镍矿政策的方向性变化，从禁矿再到放开，再到禁矿。 整个的逻辑以及后面的镍铁增税政策方向性都比较一致，首先是为了增加镍矿的使用周期，同时使得镍产业在印尼当地实现纵向发展，加深深度。而不是在矿端以低价值形式出售。其次，印尼对于低镍矿走向新能源的意向高于高镍矿到镍铁到不锈钢的意向度。首先，高品位矿仅占据了印尼镍矿资源的30%，如果按照2022已勘探的总量来算，约有600多万吨的高品矿，目前一年就需要100多万吨，这样算的话5-6年就会被消耗殆尽。考虑到低品位矿是相对比较充裕的，并且发展比较缓慢，所以不太会被禁止。而高品位矿对应的RKEF产线的审批已经被禁止，已投的产线都是禁令之前已经批复过的。因此发展新能源产业也是未来印尼镍矿的政策性走向。 全球湿法及火法产能产量抬升，来自印尼的钴中间品体量抬升 2021年起，受下游新能源快速发展的影响，需求拉动镍中间品供应迅速扩张，火法与湿法项目齐头并进，2026年预计总产量将达到158万镍吨左右。 分国别来看，未来湿法中间品的产量多集中于印尼当地，而其他国家为辅。其根本原因是因为，MHP多用于新能源方向，而新能源方向又集中于中国，所以是中国的多家企业牵头在印尼当地建设的MHP冶炼厂，叠加印尼镍矿资源丰富叠以及印尼当地限制镍矿出口，因此印尼成为了湿法中间品的主要冶炼国。截至2026年印尼MHP产量将占据总产量的71%。 1.2 2019-2026E全球原生镍产能产量预期 全球市场硫酸镍供应分布 SMM预计在2023年到2026年间，在新能源板块的带动下，未来硫酸镍仍将呈现产量提升、产能快速扩张的状态，但需要注意的是，未来硫酸镍产能产量逐渐增长是基于各企业正常排产的预期下，如果产线出现问题或需求出现下行，硫酸镍产能产量预期或出现改变。 全球硫酸镍产量分地区来看，中国仍然是硫酸镍生产的主力军。最根本原因是由于硫酸镍的原本需求就来源于中国，在新能源产能配备上来讲，中国的新能源产业链产能配备是比较完备，所以海外的硫酸镍大部分也是流入到中国。其次，海外的硫酸镍产线原料依旧是使用镍豆，所以在成本端，中国生产的硫酸镍在成本端也具备了一些优势。 全球市场精炼镍供应分布 据SMM作出的2019-2026E全球精炼镍产量走势来看，在2022年之后全球精炼镍的产量出现抬升。基于去年镍价的极端行情，纯镍现货价格便长期处于高位状态，受此影响6月中旬后国内便有多家镍盐企业开始复产精炼镍。同时，受高利润驱动国内以及海外多家企业在2022年起便开始新建电积镍产线。 具体至国别来看，在2023新增电积镍产能占中国纯镍总产能比23%。进入2024年新增电积镍产能将进一步扩张，保守预计新增电积镍占比达到28%。此外，海外在2023年也存有新建精炼镍项目，但与国内产线不同，具有体量较大涉及企业较少的特点。预计2023年全球电积镍新建产能占总产能比为9%，受中国地区产线推动，在2024年全球电积镍新建产能占总产能比也将上升至10%。 印尼镍铁继续放量 国内产量受挤压继续下滑 SMM预计，全球NPI的产能以及产量在未来呈现逐渐递增的趋势。虽然印尼在此前对火法产线具有限制性要求，但对已申报的火法产线可以继续进行。其次，虽在过去NPI平衡预期处于大幅过剩的预期，但实际来看，真实的过剩幅度可能并没有预期的那么大，最主要的原因是当一个商品处于过剩的背景下，企业将会放缓该品种的投产节奏。因此，即使印尼当地禁止了火法产线，但已申报的火法产线可能延期至2024-2026年投产，从而导致了镍铁产能的持续上涨。 镍铁方面， 印尼镍铁占据成本优势，国产镍铁产量仍呈现一个下降的趋势。 水淬镍方面， 2022年俄乌战争导致海外钢厂开工率下行。2023年部分水淬镍已经开始试产硫酸镍。 1.3 全球原生镍占比分类别 全球原生镍分种类产量占比及变化预期 全球原生镍分种类占比变化预期主要反馈的是市场需求的变化性，据SMM分析，虽然精炼镍的产量预期呈现递增趋势，但其在原生镍中的占比却在不断下降，这表明精炼镍的增量远不及二级镍的市场（水淬镍、镍铁）以及镍盐市场的增量，也可以理解为一级镍的市场需求例如合金、电镀等不及二级镍，不锈钢以及镍盐，新能源市场的需求。 2. 2019-2026E年全球镍市场需求端情况 2019-2026E原生镍下游总览及展望 据SMM了解，当前全球原生镍的下游占比仍然以不锈钢为主，主要原因是由于镍铁的主流下游为不锈钢。但在未来不锈钢量不断上升的背景，未来不锈钢在镍铁下游中的占比也将逐渐收窄，这表明未来不锈钢的行业增速将缓于其它行业，同时合金行业与不锈钢一样面临增速放缓的境况。 其它行业包含镍氢电池以及镍丝镍网，镍丝镍网的话对镍的需求量一直都比较小，因此在未来需求增加的可能性也并不强，而镍氢电池在镍板价格不断上涨以及三元电池扩张的背景下，行业不断被挤压，因此其它行业在未来原生镍的需求占比重也处于不断下行的状态。 电镀方面，同样受原料端的价格波动以及环保问题，多数镀镍行业选择其它例如镀铬、铜锌等，叠加环保问题所影响，行业耗镍量也处于下行状态。 与众多行业相反，新能源行业受国家政策扶持以及三元电池续航久等优势，在未来三元电池对镍的耗量也将不断的抬升。 全球不锈钢市场原料细分 不锈钢放量预期下 原料端镍铁占比得到提升 随着300系不锈钢持续新增产能的投产，以及未来其对200系低端不锈钢产能的逐步替代，SMM预计未来全球300系不锈钢或将仍呈现持续增长态势。 从原料端来看，300系不锈钢的原料依然集中在镍铁方面，且在未来将呈现上涨趋势。而纯镍、水淬镍以及废不锈钢在300系不锈钢原料中的占比在未来都将不断下降。根本原因在于当前印尼镍铁产线不断投产，虽然印尼已禁止新增火法产线，但目前已注册的体量已经使镍铁处于过剩情况，所以二级料相对于其它原料NPI更具有经济性。一级料来看，纯镍在未来不锈钢原料中的使用占比将会缩窄至5%，主要是因为纯镍价格高估值以及高波动性行。其次，废钢方面可以分国内以及海外，以废钢为主的厂多集中在海外，因为海外环保政策可能更严格些。而国内的原料使用考虑的因素更多的是经济性，所以国内的原料仍然是NPI为主。同时国产的不锈钢也在不断的挤压海外市场的不锈钢产量，因此造成了废钢原料比不断下降的现状。 镍合金市场概况及原料耗用 从合金板块来看，可以大致分为6大类合金，分别为高温合金、耐腐合金、电热电阻合金、软磁合金、膨胀合金、合金焊条。 在“十四五”期间，军用品的放量以及国产飞机的放量将不断拉动合金的需求，从而带动纯镍的耗量将维持增势。根据合金行业细分来看，当前国内合金板块种类占比较大的为高温合金，其占总量的75.5%。其次为耐腐蚀合金，占比约9.9%；电热合金、软磁合金、膨胀合金以及合金焊条受应用领域及自身耗用情况较小，影响行业占比分别为3.6%、2.5%、2.3%以及0.6%。 而高温合金具有耐高温特性，被广泛应用于发动机以及燃气轮机等领域。因此中国航空业及军需品在十四五期间的快速发展，也将带动纯镍耗量的不断攀升。原料端来看，合金行业的原料集中在镍板、水淬、镍铁。但是主原料还是以镍板为主。细分品牌来看，高温合金受用途的特殊性以及使用环境的恶劣性影响，其原料更偏向于金川镍板，金川大板在合金板块的使用占比高达78.43%。 新能源方向对镍、钴需求有几何？ 据SMM了解，未来三元电池对镍、钴的需求仍然强烈，但按照趋势来看，三元方向对镍的需求将不断抬升，而对钴的需求则呈现着下降的趋势。 三元分别为镍钴以及锰，镍与钴在三元电池中扮演者不同的角色。镍在电池中决定了电池的容量大小，钴决定了电池的稳定性以及循环和倍率性能。锰的作用在于降低材料成本、提高材料安全性和结构稳定性，但过高的钴含量会导致实际容量降低。所以在以后材料发展中，在保持锰不变的前提下，提高镍含量，降低钴含量，这是出于成本及容量性能的综合考虑。 2019-2026E年全球镍供需平衡 全球原生镍供需关系 根据测算，2023-2026年全球镍市场将呈现供给整体过剩的局面。作为原生镍的主要生产地，印尼的NPI及中间品在2022-2023年持续快速投产放量。预计到2026年，全球原生镍过剩将达到50.9万金属吨左右。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会 论坛上，深圳国瑞协创储能技术有限公司副总裁赵品分析了工商业储能十大痛点。他表示，工商业储能方面十大痛点包括安全问题，对业主吸引力不足、容量测算标准不统一、业主经营容易情况变化、分时电价变化、收电费难、电芯充放电循环次数、储能系统核心指标、行业进入淘汰赛阶段以及政策不确定性等问题。 痛点一：安全 安全是永恒的话题 甲类厂房：危化气体、易燃易爆等； 其他企业：医疗、化工等； 消防安全规范：按明火定义储能安全距离。 痛点二：对业主吸引力不足 EMC模式是当下工商业储能的主流。 痛点三：容量测算标准不统一 容量测算标准不统一带来的是目前市场仍存在容量测算恶性竞争或不专业的问题。 痛点四：业主经营情况变化 经营情况变化直接影响负荷数据变化 包括国内经济乃至全球经济情况变化，用电情况变化导致的负荷数据变化以及先装储能后装光伏均会导致用电负荷变化。 痛点五：分时电价变化 峰谷套利的过程是削峰填谷的过程 分时电价的本质是供需不平衡，工商业储能的本质就是削峰填谷，因此，区域足够多的储能装机将逐渐解决供需不平衡的问题。 痛点六：收电费 延迟缴费或不缴费 项目过度分散，收电费难；储能收益仅依靠电表，容易受到业主挑战；EMC模式或融资租赁模式受影响。 痛点七：电芯充放电循环次数 循环次数是电芯最核心的参数之一，循环次数能决定储能系统使用年限。 痛点八：储能系统核心指标 决定收益的核心指标： 循环次数、电池衰减；系统转换效率，充放电深度；故障率影响储能年利用率。 痛点九：行业进入淘汰赛阶段 甄别和筛选能活下来的厂家很重要 但同时需要注意，厂家被淘汰后的产品售后问题、淘汰赛过程中的恶性竞争导致的产品质量问题以及投资人对系统厂家的甄选难度。 痛点十：政策不确定性 政策不确定性是确定的 分时电价政策、行业准入标准以及系统产品标准、施工标准和运营标准均是工商业储能行业未来关注的焦点，但也拥有太多的不确定性。 为解决上述工商业储能行业的痛点，国瑞协创应运而生。国瑞协创是工商业储能市场全生命周期解决方案专家，其核心股东为贝特瑞新材料集团股份有限公司，核心研发团队来自艾默生，公司拥有Top级电化学团队+Top级电力电子团队+资本加持。 截至目前，公司已经针对多个不同的工商业储能场景发布了多个方案，包括低压并网储能方案——瑞星系列（GR200）以及中压并网储能方案——瑞月系列（GR3440）等不同的产品。公司自2021年11月创立以来，截止2023年底，工商业侧储能项目累计签约预计超200MWh。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会 论坛上，浙江省浙能技术研究院首席研究员马福元围绕“‘双碳’目标下储能的机遇与挑战”的话题展开阐述。他表示，当前电化学储能市场快速增长，而工商业储能市场发展空间也十分广阔。但是储能市场依旧面临着储能装机方面新能源装机量低、各式储能技术互有优劣的挑战。 “双碳”目标下储能的机遇 “双碳”目标下的新型电力系统 2020年9月中国承诺“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”目标： 煤电是中国碳排放最大的领域，产生的CO2占全国总排放量的43%，是未来减碳的最大主体; 未来，风电和光伏等可再生能源，将在成本、环保等方面，以压倒式优势让煤炭等化石能源加速退出； 对整个电力系统而言，随着风电、光伏等可再生能源高速增长和煤电的不断退出，将逐渐形成一个新能源电力高占比的电力系统。这将是一个巨大的挑战。 构建以新能源为主的新型电力系统 2021.3.15 中央首次提出 构建以新能源为主体的新型电力系统 碳中和的关键是构建以新能源为主体的新型电力系统 新能源将从补充地位上升到主体地位，意味着新能源将从产、储、输、配、用等各环节带来巨浪滔天的产业机会。 构建以新能源为主体的新型电力系统 储能产业的历史性机遇 国家发改委、能源局 4 月明确储能产业发展目标——2025 年实现新型储能装机规模达 3000 万千瓦 新型储能：除抽水蓄能外的新型电储能技术 按照2个小时时长配置储能，那么未来5年需要新型储能的容量为60GWh，1GWh大约是15-20亿人民币投资，60GWh的储能装机容量将带来900-1200亿元人民币的巨大市场。 储能在新能源为主的电力系统中的支撑作用 发电侧： 碳达峰碳中和背景下，新型电力系统的构建过程中，发电侧体现为风电、光伏等可再生能源占比持续提升，这将造成两大挑战，一是发电侧间歇性、波动性加大，发/用电失衡概率大幅提升；二是电力系统可调容量、惯量下降，系统应对失衡的能力弱化。 电网侧： 电力能源结构和电力负荷的改变，造成电网频率不稳定。 用户侧： 负荷峰谷差持续升高、新能源车用电无序性增加，造成电网供电压力大。 储能系统： 储能系统具有响应速度快，精度高等特点，对新型电力系统而言是一种非常好的调频手段。 新型电力系统需增加“储能”为新的基本要素 碳中和的关键是构建以新能源为主体的新型电力系统。从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素 。 新型电力系统具有“四高”特征： 高比例可再生能源、高比例电力电子装备、高度数字化、高度智能化。 可再生能源包括太阳能、风能、生物质能、水能、地热能、潮汐能、核能以及氢能。新能源的主要形式事太阳能和风能。 新能源的特点 可再生；天然的波动性、不可预测性； 风电：出力日内波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后，从上午开始逐渐回落，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显； 光伏：日内波动幅度100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0。 什么是储能： 储能即能量的储存；电能的储存是最主要的储能方式。 为什么发展储能：源自电力即发即用与实时平衡 无论是新能源还是传统能源发电，电力是即发即用、无法直接储存的能源形态，为保障电能质量的稳定，在电力供需两端需进行调度，达到实时平衡。 储能的必要性：实现能量的时移 将多余的能量储存起来在需要的时候用，即通过能量的存储实现能量的时移； 电力的实时平衡从趋势上看难度是在加大的:从发电侧看，2021年国内光伏、风电分别占到总发电量的2.3%、7%，考虑到可再生能源实际出力受光照、风速等不可控因素影响较大，出力曲线往往难以预测，可再生能源发电比例的逐年提升对于电力调度与平衡带来压力。 “新能源”与“储能”的“孪生关系” 新能源发展会推动储能的发展；储能好新能源才能更好。 储能分类 储能主要通过电和热的形式进行，而电储能是主要的储能方式： 抽水蓄能是目前技术最成熟、应用最广泛的大规模储能技术，占比90%左右： 优点：规模大、寿命长、成本低； 缺点：依赖地质资源，要有山、有水、有落差；随着可选地区减少，占地、移民难度增加，成本上升； 我国抽水蓄能基本由电网公司统一建设和管理。 电化学储能是增长最快的储能技术，截止2021年底，全球装机达到25G，我国5.7 GW： 优点：响应快、配置灵活、控制精准；应用范围广，涵盖发、输、配、送、用等环节； 新能源的快速发展，对灵活调节的储能技术需求增加；电池成本下降，以及循环寿命的延长。 电化学储能快速增长 电化学储能特点：响应快、配置灵活、控制精准； 电化学储能的应用范围广：可涵盖发、 输、配 、 送、用 各个环节：调峰/调频，削峰填谷，变电站现场电源，电网辅助服务，需求侧响应等等；新能源的快速发展；截至2021年年底，全国风电、光伏累计装机6.4亿千瓦；分布式及微电网；集中式可再生能源并网 近几年来储能电池性价比的提高 电池价格的下降：目前磷酸铁锂～0.7-0.8元/Wh，还在降 循环寿命的提升：磷酸铁锂12000次 工商业储能市场广阔 19省峰谷电价差超7毛，用户侧储能市场有6万亿！ 目前多省工商业储能已走出一条市场化的发展之道，投资商关注投资回报期和收益率更加理性。同时，也有一些担忧，有些投资商没有回归到多边际条件影响下的最高收益率模型，而是开始追求静态投资的绝对最低。一些系统供应商为了迎合这种追求最低造价的需求，开始使用5毛多钱一瓦时的电芯，实则对于项目的收益、系统的安全将埋下巨大的隐患，追求静态投资最低的心态要不得。 储能发展的挑战 储能发展挑战1：储能范围之广，没有一样储能技术可以全覆盖 储能发展挑战2：成本 各类储能经济性指标对比 储能发展挑战3：能源结构状况，以火电为主，新能源比例还很低，任务艰巨 从目前的能源结构状况来看，储能装机还是主要以火电为主，占比高达67.9%，而太阳能和风电等新能源装机占比却仅总计不足10%，未来任务依旧艰巨。 储能发展挑战4：资源禀赋 从2019年陆上风电成本地图显示的数据来看，风电发电成本进一步下降。 2019年，我国陆上风电度成本约0.315~0.565元/（KW h），平均度电成本0.393元/（KW h）。 西北地区度电成本是全国最低水平。 东北、西南大部分地区度电成本相对较低。 从2019年光伏发电成本地图显示的数据来看，光伏发电成本进一步下降。 2019年，我国光伏发电度电成本约0.290~0.800元/（KW h），平均度电成本0.389元/（KW h）。 从我国光伏发电度电成本分布情况可以看出，度电成本具有明显的地区差异，呈现西低东高的趋势。 受太阳能资源、土地成本、开发成本较高等因素限制，中东部地区光伏发电的度电成本相对较高。 新基建下的特高压建设 特高压：截至目前，国家电网建成投运“十三交十一直”24项特高压工程，核准、在建“一交三直”4项特高压工程。已投运特高压工程累计线路长度35583公里、累计变电（换流）容量39667万千伏安（千瓦） 2022年1-7月，福州-厦门、驻马店-武汉特高压交流开工建设，白鹤滩-江苏特高压直流竣工投产 2022年年内，国网再开工8条特高压！ 2022年内，建成投产南阳-荆门-长沙、荆门-武汉特高压交流等工程，计划陆续开工建设金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流以及武汉—南昌、张北-胜利、川渝和黄石交流“四交四直”8项特高压工程，总投资超过1500亿元 将加快推进大同-天津南交流及陕西-安徽、陕西-河南、蒙西-京津冀、甘肃-浙江、藏电送粤直流等“一交五直”6项特高压工程前期工作，总投资约1100亿元。 储能发展挑战5：“新能源+储能”的“经济账”怎么算？ 储能 快速、精准，对源、网、荷都有好处；但目前储能成本相对还高，新能源配储能将增加一定的成本。 “谁受益，谁买单” “新能源+储能”受益方：发电侧、电网、用户侧；价格机制无法向终端用户疏导；新能源开发商一方“买单”已成默认行规 “谁受益，谁买单”利益如何疏导？ 储能在电力系统中的重要性越来越明显，新能源+储能是未来发展的趋势； 在新能源成本还较高，而储能本身还很难盈利的情况下，新能源+储能的成本增加由谁来承担，成为摆在新能源+储能面前必须解决的现实问题； 能否妥善解决好这一问题关系到新能源本身发展的未来，也关系到储能能否更好的发展； “谁受益，谁买单”将是最终的解决方案，但具体如何来做牵涉到各个方面，只有疏通好各方的利益关系，从源网荷储统盘来考虑才能真正的解决问题。 储能发展挑战6：绿电市场的建立 “绿电”，即绿色电力，是指通过零二氧化碳排放（或趋近于零二氧化碳排放）的生产过程得到的电力。“绿电”主要来源于清洁能源，包括太阳能、风能、生物质能等。目前，我国的“绿电”主要以太阳能光伏发电和风力发电为主。 2022年1月，发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要求新能源2030年全面参与市场交易。市场化交易对新能源是一个全新命题，建立绿电市场以实现环境溢价对冲间歇性方面的劣势，被认为是新能源市场化的可行路径。 浙江省是先行探索绿电交易的省份，2021年5月率先启动了绿电交易试点工作，自2021年11月起，绿电交易在浙江实现了常态化开展。根据浙江电力公司发布的 “碳达峰、碳中和”实施方案，到2025年，浙江绿电交易规模达到新能源发电量10%的目标。

在SMM主办的 2023年中国新能源产业年会-SMM锂钴镍产业年会 论坛上，云图新能源材料（荆州）有限公司副总经理罗丹表示，从人生生产与发展的需求，到双碳，到中国经济转型的需求，到各项技术迭代优化的选择，锂电产业链蓬勃发展。新能源可实现双碳目标，为中国经济发展注入新动能，持续推动经济社会发展转型升级。 需求&市场 自进入2020年以来，国内新能源汽车行业蓬勃发展，动力电池需求量激增，此外，储能领域也处于持续发展阶段，市场对磷酸铁锂等动力电池材料的需求量水涨船高。 数据显示，2021年到2022年间，磷酸铁锂产能从88.7万吨增长至214.6万吨，增幅高达141.94%；2023年1~8月，磷酸铁锂产能总计333万吨，增幅明显放缓。 整体来看，随着终端需求从爆发式增加到放缓，铁锂和磷铁产能剧增，市场出现供过于求的情况，竞争十分残酷。 机遇&挑战 下图是磷化工产业链从矿到产品的过程，尤其是到新能源相关产品磷酸铁的全流程制备示意图，从其中可得出结论，仅拥有资源并不是优势，能把资源充分利用，吃干榨尽，才能展现出优势。 总结以上三个主题： 环境与时局： 从人类的生存与发展，双碳要求，突破欧美能源垄断的实际需要，抓住新时代能源变革带来的机遇，我们要顺势而为！ 需求与市场： 从不断增长的需求，逐步完善的产业链，竞争日益激烈的市场，我们力争做好产品，服务客户，促进行业健康发展！ 机遇与挑战： 我的机遇是新能源市场促进我们传统磷化企业往下进行了精细化的延展，我们的挑战是从大化工到精细化工的认知提升！