近日，江苏省发改委印发新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）。江苏省加快发展新型储能，目标到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。其中，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右；全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右；全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。 关于加快推动江苏省新型储能项目 高质量发展的若干措施 （公开征求意见稿） 为加快推动江苏省新型储能项目高质量发展，根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等相关要求，制定以下措施。 一、强化规划引领 （一）加快发展新型储能。坚持目标导向，加快新型储能项目建设，发挥新型储能响应快、配置灵活、建设周期短等技术优势，增加可再生能源并网消纳能力，在江苏省海上风电等项目开发中，将要求配套建设新型储能项目，促进新能源与新型储能协调发展，到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。 （二）重点发展电网侧储能。加强政策引导，优化规划布局，鼓励新能源配建储能按照共建共享的模式，以独立新型储能项目的形式在专用站址建设，直接接入公共电网，更好发挥顶峰、调峰、调频、黑启动等多种作用，提高系统运行效率。支持各类社会资本投资建设独立新型储能项目。到2027年，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右。 （三）鼓励发展用户侧储能。充分利用峰谷分时电价等机制，鼓励企业用户和产业园区自主建设新型储能设施，缓解电网高峰供电压力。大力推进充电设施、数据中心等场景的储能多元化应用，探索运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合。到2027年，全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右。 （四）支持发展电源侧储能。综合新能源特性、系统消纳空间和经济性等因素，因地制宜在风电、光伏场站内部配建新型储能设施，建设系统友好型新能源电站。支持燃煤电厂内部配建电化学储能、熔盐储能等设施，与燃煤机组联合调频调峰，提升综合效率。到2027年，全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。 （五）提高绿电应用水平。支持“新能源+储能”一体化开发，依规推进新能源项目配建新型储能，提高绿电上网能力。支持企业用户建设“微电网+储能”，提高绿电消纳水平，积极探索应对碳关税的绿电解决途径，提升外向型企业绿色贸易能力。独立新型储能项目的充放电损耗电量暂不纳入地方能耗强度和总量考核。 （六）引导技术创新应用。推动江苏省新型储能技术多元化发展，着力推进技术成熟的锂离子电池储能规模化发展，积极支持压缩空气、液流电池、热储能、重力储能、飞轮储能、氢储能等创新技术试点示范，应用“源网荷”各侧储能集群建模、智能协同控制关键技术。到2027年，全省新型储能项目技术应用种类达到5种。 二、加快工程建设 （一）优化项目纳规流程。独立新型储能项目应参照电网项目纳规要求，对项目可研报告评审意见等评估后纳入规划，其中，额定功率5万千瓦以下的项目由设区市能源主管部门评估后纳入规划，额定功率5万千瓦及以上的项目由省级能源主管部门评估后纳入规划；在电源项目内配建的新型储能设施，应作为电源主体项目的部分建设内容，随同电源主体项目规划、管理；用户侧新型储能项目应纳入用户主体项目范畴进行规划和管理。 （二）建立服务推进机制。新型储能项目按照属地原则，由设区市、县（市）能源主管部门作为项目服务推进责任单位，具体协调推进工程进度。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，由省级能源主管部门参照支撑性电源项目进度管理模式，牵头统筹协调、督促检查，确保按期建成。 （三）强化资源要素保障。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，符合条件的可经申报纳入省重大项目管理，项目所需用地、用林、用水、用电等要素，相关部门应参照支撑性电源项目模式予以优先支持和安排保障，推动项目建设“应开尽开、应投尽投、能早尽早”。 （四）做好接入电网工作。独立新型储能项目的接入电网工程由电网企业投资建设，按照国家能源局《电网公平开放监管办法》的要求，确保进度匹配、同步投产。电网企业应优化独立新型储能项目的并网流程，原则上于20个工作日内完成接入电网方案评审，于20个工作日内签订接网协议。如独立新型储能项目业主单位自愿出资建设接入电网工程，可参照“苏发改能源发〔2017〕403号文”的流程办理，各级能源主管部门在5个工作日内完成协调确认工作。 （五）严格工程建设标准。新型储能项目要严格落实国家、行业储能有关标准体系，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。独立新型储能项目有效全容量下连续放电时间不应低于2小时，采用锂电池技术的在不更换主要设备的前提下完全充放电次数不应低于6000次，充放电深度不低于90%，并选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。 （六）加快并网调试工作。新型储能项目应按照国家质量、环境、消防等规定，完成相关手续。电网企业要优化流程，加快办理，具备条件的独立新型储能项目原则上应于建成后30个工作日内完成并网调试和验收工作。 三、支持项目运营 （一）明确市场主体地位。依法取得备案文件，直接接入公用电网，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营规则等要求，具有法人资格的独立新型储能项目，可作为独立主体注册并参与电力市场。其他类型的新型储能项目，可依规通过联合或聚合等形式参与电力市场，也可通过技术改造满足同等技术条件和安全标准后，选择转为独立新型储能项目参与电力市场。 （二）完善市场参与机制。建立完善独立新型储能项目参与中长期、现货等电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易规则和价格形成方式。根据江苏省电力市场建设情况，独立新型储能项目当前可参与中长期交易和辅助服务等市场交易，待电力现货市场正式启动运行后，可按电力现货市场规则参与交易。 （三）优化调用结算方式。现阶段，独立新型储能项目暂参照发电项目进行调用结算，保障其发挥顶峰、调峰作用，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其调用、结算等暂按以下模式： 1. 在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，不结算充电费用，放电上网电量价格为江苏省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时，下同）。独立新型储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。 2. 在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电，原则上采取“低充高放”模式，放电电量上网价格为江苏省燃煤发电基准价，充电电量按江苏省燃煤发电基准价的60% 进行结算。其中，在开展电力辅助服务市场期间，独立新型储能项目可自愿选择交易品种参与交易，并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。 （四）适当进行扶持补贴。结合江苏省近年电网供需平衡需要，与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），依据其放电上网电量给予补贴，补贴标准逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.3元/千瓦时，2025年至2026年1月0.25元/千瓦时。补贴资金从尖峰电价增收资金中列支，由省电力公司根据有关计量、结算等规定支付。 （五）建立容量租赁机制。需要配建储能容量的新能源企业按照自愿原则，可在全省范围内租赁或购买独立新型储能项目容量的方式落实配建储能要求，相关价格和费用由各投资主体自主协商确定。独立新型储能项目容量在江苏电力交易中心统一登记并公开信息，供全省新能源企业租赁或购买使用，并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。 四、做好全程管理 （一）加强项目技术监督。新型储能项目应依规做好项目运行状态监测工作。独立新型储能项目投运的前三年每年应进行涉网性能检测，三年后每年进行一次包括涉网性能检测在内的整站检测，确保储能电站的运行时长、电站可用率等性能满足并网承诺相关技术要求。在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作，经整改后仍不满足相关要求的，应采取项目退役措施，并及时报告原备案机关等相关单位。电网企业应加强独立新型储能项目性能参数的在线监控和定期评价。 （二）优化调度运行管理。电力调度机构应制定完善新型储能项目调度运行管理有关规则，构建新型储能集聚调度平台，坚持以市场化方式优化新型储能设施调度运行，充分发挥新型储能项目作用和效益。为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张、系统调节困难等特殊时段，电力调度机构可根据需要统一调度运行新型储能设施，并做好调用记录，按照有关规定予以考核和补偿。 （三）强化安全生产管理。新型储能项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，遵守安全生产和消防安全法律法规、标准规范，建立涵盖规划设计、施工调试、检测认证、消防安全、应急处置、质量监管和环保监控等全过程的安全管理体系，加强员工专业技能培训和考核，编制应急预案并定期开展演练。各地政府相关部门要落实属地管理责任，加强协调、完善新型储能项目安全管理，提升应急消防处置能力。 （四）助力储能产业链建设。支持并鼓励各地结合自身发展实际，研究出台补贴等地方性支持政策，推动当地新型储能项目高质量发展。加强省内储能制造企业与新型储能项目对接，促成一批产业上下游战略合作，加速形成储能材料生产、设备制造、储能集成、运行检测等优势产业，推动江苏省储能全产业链的加快发展。 本措施自印发之日起实施，根据江苏省新型储能项目发展情况和国家、省政策变化适时调整。 附件： 关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的起草说明            关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施 点击跳转原文链接： 关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）公开征求意见的通知

近日，江苏省发改委印发新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）。江苏省加快发展新型储能，目标到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。其中，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右；全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右；全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。 关于加快推动江苏省新型储能项目 高质量发展的若干措施 （公开征求意见稿） 为加快推动江苏省新型储能项目高质量发展，根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等相关要求，制定以下措施。 一、强化规划引领 （一）加快发展新型储能。坚持目标导向，加快新型储能项目建设，发挥新型储能响应快、配置灵活、建设周期短等技术优势，增加可再生能源并网消纳能力，在江苏省海上风电等项目开发中，将要求配套建设新型储能项目，促进新能源与新型储能协调发展，到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。 （二）重点发展电网侧储能。加强政策引导，优化规划布局，鼓励新能源配建储能按照共建共享的模式，以独立新型储能项目的形式在专用站址建设，直接接入公共电网，更好发挥顶峰、调峰、调频、黑启动等多种作用，提高系统运行效率。支持各类社会资本投资建设独立新型储能项目。到2027年，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右。 （三）鼓励发展用户侧储能。充分利用峰谷分时电价等机制，鼓励企业用户和产业园区自主建设新型储能设施，缓解电网高峰供电压力。大力推进充电设施、数据中心等场景的储能多元化应用，探索运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合。到2027年，全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右。 （四）支持发展电源侧储能。综合新能源特性、系统消纳空间和经济性等因素，因地制宜在风电、光伏场站内部配建新型储能设施，建设系统友好型新能源电站。支持燃煤电厂内部配建电化学储能、熔盐储能等设施，与燃煤机组联合调频调峰，提升综合效率。到2027年，全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。 （五）提高绿电应用水平。支持“新能源+储能”一体化开发，依规推进新能源项目配建新型储能，提高绿电上网能力。支持企业用户建设“微电网+储能”，提高绿电消纳水平，积极探索应对碳关税的绿电解决途径，提升外向型企业绿色贸易能力。独立新型储能项目的充放电损耗电量暂不纳入地方能耗强度和总量考核。 （六）引导技术创新应用。推动江苏省新型储能技术多元化发展，着力推进技术成熟的锂离子电池储能规模化发展，积极支持压缩空气、液流电池、热储能、重力储能、飞轮储能、氢储能等创新技术试点示范，应用“源网荷”各侧储能集群建模、智能协同控制关键技术。到2027年，全省新型储能项目技术应用种类达到5种。 二、加快工程建设 （一）优化项目纳规流程。独立新型储能项目应参照电网项目纳规要求，对项目可研报告评审意见等评估后纳入规划，其中，额定功率5万千瓦以下的项目由设区市能源主管部门评估后纳入规划，额定功率5万千瓦及以上的项目由省级能源主管部门评估后纳入规划；在电源项目内配建的新型储能设施，应作为电源主体项目的部分建设内容，随同电源主体项目规划、管理；用户侧新型储能项目应纳入用户主体项目范畴进行规划和管理。 （二）建立服务推进机制。新型储能项目按照属地原则，由设区市、县（市）能源主管部门作为项目服务推进责任单位，具体协调推进工程进度。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，由省级能源主管部门参照支撑性电源项目进度管理模式，牵头统筹协调、督促检查，确保按期建成。 （三）强化资源要素保障。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，符合条件的可经申报纳入省重大项目管理，项目所需用地、用林、用水、用电等要素，相关部门应参照支撑性电源项目模式予以优先支持和安排保障，推动项目建设“应开尽开、应投尽投、能早尽早”。 （四）做好接入电网工作。独立新型储能项目的接入电网工程由电网企业投资建设，按照国家能源局《电网公平开放监管办法》的要求，确保进度匹配、同步投产。电网企业应优化独立新型储能项目的并网流程，原则上于20个工作日内完成接入电网方案评审，于20个工作日内签订接网协议。如独立新型储能项目业主单位自愿出资建设接入电网工程，可参照“苏发改能源发〔2017〕403号文”的流程办理，各级能源主管部门在5个工作日内完成协调确认工作。 （五）严格工程建设标准。新型储能项目要严格落实国家、行业储能有关标准体系，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。独立新型储能项目有效全容量下连续放电时间不应低于2小时，采用锂电池技术的在不更换主要设备的前提下完全充放电次数不应低于6000次，充放电深度不低于90%，并选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。 （六）加快并网调试工作。新型储能项目应按照国家质量、环境、消防等规定，完成相关手续。电网企业要优化流程，加快办理，具备条件的独立新型储能项目原则上应于建成后30个工作日内完成并网调试和验收工作。 三、支持项目运营 （一）明确市场主体地位。依法取得备案文件，直接接入公用电网，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营规则等要求，具有法人资格的独立新型储能项目，可作为独立主体注册并参与电力市场。其他类型的新型储能项目，可依规通过联合或聚合等形式参与电力市场，也可通过技术改造满足同等技术条件和安全标准后，选择转为独立新型储能项目参与电力市场。 （二）完善市场参与机制。建立完善独立新型储能项目参与中长期、现货等电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易规则和价格形成方式。根据江苏省电力市场建设情况，独立新型储能项目当前可参与中长期交易和辅助服务等市场交易，待电力现货市场正式启动运行后，可按电力现货市场规则参与交易。 （三）优化调用结算方式。现阶段，独立新型储能项目暂参照发电项目进行调用结算，保障其发挥顶峰、调峰作用，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其调用、结算等暂按以下模式： 1. 在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，不结算充电费用，放电上网电量价格为江苏省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时，下同）。独立新型储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。 2. 在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电，原则上采取“低充高放”模式，放电电量上网价格为江苏省燃煤发电基准价，充电电量按江苏省燃煤发电基准价的60% 进行结算。其中，在开展电力辅助服务市场期间，独立新型储能项目可自愿选择交易品种参与交易，并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。 （四）适当进行扶持补贴。结合江苏省近年电网供需平衡需要，与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），依据其放电上网电量给予补贴，补贴标准逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.3元/千瓦时，2025年至2026年1月0.25元/千瓦时。补贴资金从尖峰电价增收资金中列支，由省电力公司根据有关计量、结算等规定支付。 （五）建立容量租赁机制。需要配建储能容量的新能源企业按照自愿原则，可在全省范围内租赁或购买独立新型储能项目容量的方式落实配建储能要求，相关价格和费用由各投资主体自主协商确定。独立新型储能项目容量在江苏电力交易中心统一登记并公开信息，供全省新能源企业租赁或购买使用，并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。 四、做好全程管理 （一）加强项目技术监督。新型储能项目应依规做好项目运行状态监测工作。独立新型储能项目投运的前三年每年应进行涉网性能检测，三年后每年进行一次包括涉网性能检测在内的整站检测，确保储能电站的运行时长、电站可用率等性能满足并网承诺相关技术要求。在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作，经整改后仍不满足相关要求的，应采取项目退役措施，并及时报告原备案机关等相关单位。电网企业应加强独立新型储能项目性能参数的在线监控和定期评价。 （二）优化调度运行管理。电力调度机构应制定完善新型储能项目调度运行管理有关规则，构建新型储能集聚调度平台，坚持以市场化方式优化新型储能设施调度运行，充分发挥新型储能项目作用和效益。为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张、系统调节困难等特殊时段，电力调度机构可根据需要统一调度运行新型储能设施，并做好调用记录，按照有关规定予以考核和补偿。 （三）强化安全生产管理。新型储能项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，遵守安全生产和消防安全法律法规、标准规范，建立涵盖规划设计、施工调试、检测认证、消防安全、应急处置、质量监管和环保监控等全过程的安全管理体系，加强员工专业技能培训和考核，编制应急预案并定期开展演练。各地政府相关部门要落实属地管理责任，加强协调、完善新型储能项目安全管理，提升应急消防处置能力。 （四）助力储能产业链建设。支持并鼓励各地结合自身发展实际，研究出台补贴等地方性支持政策，推动当地新型储能项目高质量发展。加强省内储能制造企业与新型储能项目对接，促成一批产业上下游战略合作，加速形成储能材料生产、设备制造、储能集成、运行检测等优势产业，推动江苏省储能全产业链的加快发展。 本措施自印发之日起实施，根据江苏省新型储能项目发展情况和国家、省政策变化适时调整。 附件： 关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的起草说明            关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施 点击跳转原文链接： 关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）公开征求意见的通知

》查看SMM钴锂产品报价、数据、行情分析 》订购查看SMM钴锂产品现货历史价格走势 SMM6月27日讯： 《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》提到在保证安全可控前提下，按照先梯次利用后再生利用原则,对废旧动力蓄电池开展多层次、多用途的合理利用。梯次利用是指对废旧动力蓄电池进行必要的检测、分类、拆分、电池修复或重组为梯次利用电池产品，使其可应用至下游终端领域的过程。这个过程一般是同级或降级的应用形式。 三元锂电池容量衰减到 80%之后，其相对容量随着循环次数的增多呈现迅速衰减趋势，梯次利用价值相对较低，但其含有丰富的镍钴锰有价金属，通常更偏向于拆解回收。 磷酸铁锂电池容量随循环次数的增多呈相对缓慢衰减趋势，有较高梯次利用价值。部分磷酸铁锂电池符合梯次利用要求，退役后将首先进入梯次利用场景，退役三元电池量占比将高于退役磷酸铁锂电池。随时间推移磷酸铁锂电池退役量将逐步增加，占比贡献提升。 从SMM实际市场调研来看，目前国内梯次回收利用市场三元和磷酸铁锂梯次利用电池均具备一定流通率，且对应的实际终端存在一定的差异性，更多偏向集中于小动力和小储能端的下游方向。 目前锂电的梯次回收利用以PACK(多级串并联电池构成模组)+BMS(电池管理系统)为主的梯次利用技术是较为主流的选择。PACK工序分为加工、组装、包装三大部分，其核心是将多个单一的电芯通过机械结构串联和并联起来形成电池包。在具体操作过程中，需要考虑整个电池包的机械强度、系统匹配等问题，涉及热管理、电流控制与检测、模组拼装设计以及计算机虚拟开发等大量成熟技术相互交叉协作。 BMS电池管理系统的主要功能是智能化管理及维护各个电池单元，防止电池出现过充电和过放电，并实时监控电池状态，从而起到保护电池使用寿命的作用。对于动力电池梯次利用而言，BMS决定了再利用电池的适用范围、寿命和整体价值。从技术角度来看，由于动力电池一致性和电池寿命存在差异性，BMS系统的数据将会和电池实际状况发生背离，从而使梯次利用过程面临安全、产品品质等方面的挑战。因为电池型号不一，配组时需要的电池量基数将较大，筛选、配组和加工成本相对较高，部分技术成熟的企业能够保证获取较为稳定的经济效益。 据SMM调研，目前锂电梯次回收利用市场货源流通率偏向于集中在贸易商手中，实际流入终端市场的体量相对偏低，部分市场的企业存在一定采购困难或区域性成本溢价的情况。 SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 张玲颖 021-51666775 于小丹 021-20707870 马睿 021-51595780 杨玥 021-51666856 徐颖 021-51666707 冯棣生 021-51666714 辛鑫 021-51595829 柳育君 021-20707895 吕彦霖 021-20707875 孙贤珏 021-51666757 袁野 021-51595792 林辰思 021-51666836 王一帆 021-20707914 韩欣桐 021-51666908

据鹿寨县融媒体中心消息，6月26日上午，广西柳州鹿寨县举行2023年二季度重大项目集中开竣工暨柳州法恩赛克年产10万吨锂离子电池电解液项目试产仪式。 据悉，该项目由柳州法恩赛克新能源科技有限公司（简称：柳州法恩赛克）投资建设，位于鹿寨县建中西路，占地122亩，总投资5.58亿元，项目全面达产后，预计每年可生产10万吨锂电池电解液。 据企查查显示，柳州法恩赛克大股东为法恩莱特新能源科技有限公司（简称：法恩莱特），股权出资中还包括上汽集团、上汽通用五菱、鹏辉能源、瑞浦兰钧以及柳州地方资金等。 资料显示，法恩莱特成立于2014年，目前已布局湖南长沙、河南焦作、安徽安庆、广西柳州等多个生产基地，公司依托供应链与技术创新优势，通过不断地技术革新、成果转化，实现电解液产品的高安全性、高比能、高环境适应性、高耐久性。 据了解，5月底，法恩莱特还在安徽安庆市举行超级锂电池电解液解决方案发布暨年产15万吨锂离子电池电解液一期工程投产仪式。 值得一提的是，法恩莱特总经理兼创始人邵俊华此前与电池网交流时曾表示，公司未来将在国外规划布局印尼工厂、国内布局山东工厂。2027年前，公司将秉承靠近原料、贴近客户的核心原则，采用合资建厂的方式（车厂、电池厂）在国内外布局十大生产基地，实现70万吨以上的电解液销售目标，跻身电解液第一梯队阵营。

据鹿寨县融媒体中心消息，6月26日上午，广西柳州鹿寨县举行2023年二季度重大项目集中开竣工暨柳州法恩赛克年产10万吨锂离子电池电解液项目试产仪式。 据悉，该项目由柳州法恩赛克新能源科技有限公司（简称：柳州法恩赛克）投资建设，位于鹿寨县建中西路，占地122亩，总投资5.58亿元，项目全面达产后，预计每年可生产10万吨锂电池电解液。 据企查查显示，柳州法恩赛克大股东为法恩莱特新能源科技有限公司（简称：法恩莱特），股权出资中还包括上汽集团、上汽通用五菱、鹏辉能源、瑞浦兰钧以及柳州地方资金等。 资料显示，法恩莱特成立于2014年，目前已布局湖南长沙、河南焦作、安徽安庆、广西柳州等多个生产基地，公司依托供应链与技术创新优势，通过不断地技术革新、成果转化，实现电解液产品的高安全性、高比能、高环境适应性、高耐久性。 据了解，5月底，法恩莱特还在安徽安庆市举行超级锂电池电解液解决方案发布暨年产15万吨锂离子电池电解液一期工程投产仪式。 值得一提的是，法恩莱特总经理兼创始人邵俊华此前与电池网交流时曾表示，公司未来将在国外规划布局印尼工厂、国内布局山东工厂。2027年前，公司将秉承靠近原料、贴近客户的核心原则，采用合资建厂的方式（车厂、电池厂）在国内外布局十大生产基地，实现70万吨以上的电解液销售目标，跻身电解液第一梯队阵营。

电池网从“响水融媒”获悉，6月25日上午，江苏省盐城市响水县举行高质量发展项目开工活动，本次共有15个项目集中开工，总投资70.2亿元。 本次活动，由青岛乾运高科新材料股份有限公司（简称：乾运高科）投资建设的年产20万吨磷酸锰铁锂正极材料项目正式开工，项目总投资50亿元，分两期建设。一期占地180亩，计划投资25亿元，新建厂房及附属设施8.4万平方米，购置自动配料机、砂磨机、喷雾干燥机等设备220台（套），新上22条正极材料生产线，可年生产磷酸锰铁锂电池正极材料10万吨。 据了解，今年3月5日，乾运高科与响水经济开发区签订项目投资协议书。 资料显示，乾运高科成立于2003年，公司的主要产品是锂离子电池正极材料及大型动力及储能用锂离子电池，目前公司拥有完整的锂离子电池正极材料制造体系，以锰酸锂、三元材料为切入点，能够为客户提供型号多样、规格丰富的各种锂电正极材料产品，并针对不同产品的性能提供技术支持服务。 除了江苏盐城，乾运高科还加速在内蒙古包头布局。 内蒙古乾运高科新材料有限公司（简称：内蒙古乾运高科）成立于2021年8月2日，位于包头市青山区装备产业园区，占地面积600亩，是由乾运高科业务延伸后成立的独立有限公司。公司主要从事新能源汽车用动力锂离子电池正极材料的研发、生产与销售，属于国家大力支持与鼓励发展的新能源新材料产业。 内蒙古乾运高科在包头建设的锂离子电池正极材料产业园年产10万吨三元正极材料项目总投资50亿元，建设年限为2022年至2023年。项目分两期建设，一期年产4万吨锂电三元正极材料项目，总投资16亿元，主要建设锂离子电池正极材料自动化生产线32条，于2022年3月开工建设；二期项目主要建设年产6万吨锂电三元正极材料项目，总投资34亿元，项目计划2023年底开工建设，项目全部建成后，将具备年产10万吨锂电正极材料的生产能力。

电池网从“响水融媒”获悉，6月25日上午，江苏省盐城市响水县举行高质量发展项目开工活动，本次共有15个项目集中开工，总投资70.2亿元。 本次活动，由青岛乾运高科新材料股份有限公司（简称：乾运高科）投资建设的年产20万吨磷酸锰铁锂正极材料项目正式开工，项目总投资50亿元，分两期建设。一期占地180亩，计划投资25亿元，新建厂房及附属设施8.4万平方米，购置自动配料机、砂磨机、喷雾干燥机等设备220台（套），新上22条正极材料生产线，可年生产磷酸锰铁锂电池正极材料10万吨。 据了解，今年3月5日，乾运高科与响水经济开发区签订项目投资协议书。 资料显示，乾运高科成立于2003年，公司的主要产品是锂离子电池正极材料及大型动力及储能用锂离子电池，目前公司拥有完整的锂离子电池正极材料制造体系，以锰酸锂、三元材料为切入点，能够为客户提供型号多样、规格丰富的各种锂电正极材料产品，并针对不同产品的性能提供技术支持服务。 除了江苏盐城，乾运高科还加速在内蒙古包头布局。 内蒙古乾运高科新材料有限公司（简称：内蒙古乾运高科）成立于2021年8月2日，位于包头市青山区装备产业园区，占地面积600亩，是由乾运高科业务延伸后成立的独立有限公司。公司主要从事新能源汽车用动力锂离子电池正极材料的研发、生产与销售，属于国家大力支持与鼓励发展的新能源新材料产业。 内蒙古乾运高科在包头建设的锂离子电池正极材料产业园年产10万吨三元正极材料项目总投资50亿元，建设年限为2022年至2023年。项目分两期建设，一期年产4万吨锂电三元正极材料项目，总投资16亿元，主要建设锂离子电池正极材料自动化生产线32条，于2022年3月开工建设；二期项目主要建设年产6万吨锂电三元正极材料项目，总投资34亿元，项目计划2023年底开工建设，项目全部建成后，将具备年产10万吨锂电正极材料的生产能力。

》查看SMM钴锂产品报价、数据、行情分析 》订购查看SMM钴锂产品现货历史价格走势 SMM6月27日讯： 6月26日，瑞阳新能源年产4万吨新能源锂电池材料一体化项目和年产6万吨新能源锂电池材料前驱体项目在山东省滨州市阳信县正式投产。 图片来源：网络 资料显示，瑞阳新能源是是全国唯一一家从针状焦做到新能源锂电池材料的公司，是由贝特瑞、京阳科技共同出资设立，其中贝特瑞持股55%，京阳科技持股45%，合作项目的整体规划为年产12万吨负极针状焦生产线和年产8万吨高端人造石墨负极一体化产线，计划分两期建设。此次投产的为一期项目， 建设包括年产6万吨负极针状焦生产线和年产4万吨人造石墨负极一体化产线 。 二期项目规划包括新增年产6万吨负极针状焦生产线和新增年产4万吨高端人造石墨负极一体化产线 。瑞阳项目建成后将成为国内率先在新能源锂电池人造石墨负极材料领域实现由原料到成品的一体化项目。 据SMM数据显示，近期负极材料价格仍偏弱运行。 原料端：大庆、抚顺石油焦因检修影响 价格小幅上调后暂稳，普通石油焦价格暂时持稳保价销售 ；针状焦 价格小幅下跌， 下游负极需求虽有所恢复但出于降本考虑，下游 采购节奏略有放缓且仍有意向上传导成本压力。 石墨化方面，近期虽部分地区厂家报价有所上调，但 由于石墨化整体产能远超市场需求且下游降本策略仍在，目前客户对于价格上涨接受意愿较低，石墨化代工费短期或仍以稳为主 。下游需求方面，动力、储能端需求有小幅提升，带动负极厂家开工率有所上升，但价格方面 在终端“价格战”及负极行业“洗牌”背景下，负极厂家利润空间或将进一步压缩， 未来“降本”将成为负极厂家竞争的关键。在人造石墨成本构成中原材料占比约在30%左右，除目前各负极厂家都在加速布局的“加工环节一体化” ，未来能够做到从原料到成品“一体化”的企业，其成本优势都将进一步增加。 SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 张玲颖 021-51666775 马睿 021-51595780 杨玥 021-51666856 袁野 021-51595792 冯棣生 021-51666714 徐颖 021-51666707 吕彦霖 021-20707875 柳育君 021-20707895 于小丹021-20707870 孙贤珏 021-51666757