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 上，SMM储能咨询总监郝家卉表示，SMM预计，在碳中和背景下，2030年全球储能电芯需求有望达到900GWh左右，其中，中国和北美市场为核心需求市场。中国市场在强制配储政策、储能项目补贴等驱动因素的助力下，预计2023-2025年储能电芯需求年复合增长率或将达到55%左右；而北美地区因IRA法案的实施以及电力设备老化等问题，2023-2025年储能电芯需求年复合增长率有望达到38%左右；欧洲地区在能源缺乏以及电价较高的背景下，其2023-2025年储能电芯需求年复合增长率有望达到40%左右。 全球储能市场规模展望 “碳中和”背景下，2030年全球储能电芯需求量达900GWh左右，中国、北美为核心 中国、北美以及欧洲是储能电芯需求的主要市场，SMM预计，在碳中和背景下，2030年全球储能电芯需求有望达到900GWh左右，其中，中国和北美市场为核心需求市场。 SMM预计，中国市场在强制配储政策、储能项目补贴等驱动因素的助力下，2023-2025年储能电芯需求年复合增长率有望达到55%左右；而北美地区因IRA法案的实施以及电力设备老化等问题，2023-2025年储能电芯需求年复合增长率有望达到38%左右；欧洲地区在能源缺乏以及电价较高的背景下，其2023-2025年储能电芯需求年复合增长率有望达到40%左右。 中、美市场驱动大储需求维持高位，“能源危机”带动工商、户储需求爆发 据SMM对2022年到2030年全球储能电芯需求（分场景）的预测来看，中国和美国市场驱动大储能需求维持高位；而欧洲地区因“能源危机”带来的能源缺口和电价飙升，有望带动欧洲市场工商业储能以及户用储能需求的爆发。 储能技术百花齐放，锂&钠未来走势如何？ 主流储能需求国提出储能技术多元化，储能朝向长时发展 中国方面： 发布《新型电力系统发展蓝皮书》提出：重点开展长寿命、低成本、高安全性储能核心技术，发展钠电、钒液硫等多元化技术路线，推动飞轮等技术向大规模、高效率等方向发展 美国方面： 公布“长时储能攻关”计划，宣布未来储能向8小时放电时长发展 欧盟方面： 欧盟指定REPOWER EU计划，欧洲储能协会遵循欧洲议会和理事会指令（EU）提出：通过POWER-to-X 技术实现能源转移，适合提供此服务的技术包括锂电池、飞轮、超导等技术。 储能路线百花齐放，锂电&钠电技术性能强势突围 储能技术的应用除了技术性能指标达标可实现（高安全性等），另外一个关键影响是储能技术的商业化盈利情况：其中，度电收入端并不会因技术的变化产生差异，技术端更多影响成本，而成本核心在于电芯成本，将其应用在电站上，其技术性能差异将影响电站寿命及系统效率； 因此从安全性、电芯成本、电站寿命、系统效率角度，对当前产业化相对前沿的锂电及钠电的（层状&聚阴离子）两条路线的核心指标对比：相比于锂电池，钠电池安全性能更高，系统效率和循环次数方面未来均有较大的提升空间，且降本空间大。以钠电—聚阴离（钒）为例，预计到2030年，其循环次数有望达到10000周；电芯成本方面有望降至0.23元/Wh。 SMM 储能应用场景盈利性测算案例-发电侧 SMM针对发电侧储能应用场景的盈利性进行测算后发现，2023年三季度钠电池尚未大规模量产之际，毛利相较锂电池明显不敌，但是待到钠电池大规模量产后，预计钠电-聚阴离子毛利将提升至37%左右，远高于锂电池的18%。 SMM 储能应用场景盈利性测算案例-电网侧 下图是SMM针对电网侧储能应用场景锂电池和钠电池的不同盈利性测算，从中可以看出，钠电-聚阴离子电池量产后的毛利将达到28%左右，领先于锂电池的20%。

在SMM主办的 2023 SMM新能源产业年会-储能产业 论坛上，上海聚信海聚新能源科技有限公司储能技术总监魏钟介绍了工商业储能场景盈利及风险、海聚新能源解决方案等。 行业背景介绍 政策背景 储能市场需求扩大；分时电价机制完善；限电与有序用电；市场交易电价上浮；取消工商业目录销售电价。 中国的碳减排承诺：“碳中和”理念已成全球趋势，中国力争在2060年前实现碳中和，发展方向为发展新能源、减污降碳及国土绿化。2020年9月23日，习近平主席在第七十五届联合国大会上承诺中国“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。 中国碳中和方向：（1）制定行动方案：在2020年12月18日召开的中国中央经济工作会议中，中国政府提出做好碳达峰、碳中和工作，中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。 （2）发展新能源：要加快调整优化产业结构、能源结构、推动煤炭消费尽早达峰、大力发展新能源，完善能源消费双控制度。 （3）减污降碳：要继续打好污染防治攻坚战，实现减污降碳协同效应。 （4）国土绿化：要开展大规模国土绿化行动，提升生态系统碳汇能力。 双碳目标 · 储能市场需求扩大 习近平主席提出2030年风光装机12亿千瓦以上的目标，到2030年每年风光装机新增在60-80GW之间。在碳达峰、碳中和目标指引下，预计到2060年，我国风电、光伏等新能源发电量占比将达65%。 政策支持 · 分时电价机制完善 《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》 科学划分峰谷时段；合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。 储能利好 · 限电与有序用电 东北限电拉闸拉开全国多省市限电序幕。 《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》印发，国网开展有序用电。 错峰：高峰时段负荷转移，电能使用不减少。 避峰：高峰时段削减、中断或停止负荷，电能使用减少。 工商业储能场景 盈利及风险 工商业储能· 影响收益的因素 （1）风险因素：运营风险(售后等)；事故风险(消防等）。 （2）初始投资成本：设备成本；配电成本；施工成本；设计成本。 （3）电池因素：寿命（放电倍率等）；放电深度（DOD）；日循环次数（0.5C 0.3C等）；残值率等（梯次利用）。 （4）系统效率：电池效率(EOL%，DOD，RTU)；PCS效率（另：变压器效率，线损等）；变压器及辅助用电损耗(辅助功耗)。 （5）运维成本：人工；场地租赁；电池更换；变压器容量费（避免超容）。 （6）电价差：峰谷电价（变量）；尖峰电价（变量）；售电折扣（变量）。 （7）其他：年有效工作天数（变量）；补贴收益等（政策导向）；伴随标准的完善，初早期的工商业储能面临拆除及改造等因素。 海聚新能源 能力建设—产学研 2023年公司已经建设规划年出货量为5GWh的储能电池PACK产线，在加大新能源产品生产制造能力的同时，加强与上海市内研究院所的合作，同时聘请浙江大学、武汉大学等高校教授就相关产品技术路线和发展方向沟通交流合作，率先进行储能钠离子电池研究，对储能电池成本的控制和安全性能提升进行规划布局。 建立中国合格评定国家认可委员会(CNAS) 认可的储能检测实验室，认可范围包括电力储能用锂离子电池及电池管理系统性能检测等，满足单机容量2.5MW产品的全电压等级并网模拟试验需要的试验能力， 覆盖安全、环境适应性、功能及性能等3大类关键项目，建立了完善的储能系统相关产品全生命周期的测试评价体系，为公司新产品研发提供技术支持，为储能系统集成提供安全支撑。 核心业务 储能设备自主研发；光伏电站系统方案；储能系统集成方案；综合能源管理服务。 储能设备自主研发 生产基地：生产基地采用行业领先的智能制造技术（生产自动化、运营数字化、设备智能化）为基础经营管理模式，规划多条自动化PACK生产线，一期工厂规划年产能5GWh左右。生产基地以“安全稳定、高效可靠、客户价值”为质量方针，为客户提供性能优越、高品质的储能产品。 工商业储能解决方案 针对电力扩容受限大，负荷峰谷差日益扩大的工商业，海聚新能源提供可定制化的、满足各类工商业需求的系统解决方案。通过削峰调谷、负荷转移等方式，缓解企业扩容困难、用电成本高等问题。 全液冷设计，高效散热，系统效率高。 智能均温控制：温差小于3℃，电池运行一致性优良。 功能多样化：可用于有功调节、无功补偿、谐波抑制、备电等功能。 智能运维：支撑远程故障诊断和运维指导，降低运维费用。 多消防系统：提供全氟己酮PACK级消防，预留水消防，适用不同用户需求。 模块化设计：可实现灵活部署，安装调试时间小于3个工时。 智能EMS云平台：充放电策略优化，提供智能运维服务。 能量密度高：占地不足2平方米，支持多机并联。 大型储能系统解决方案 采用预制舱式直流侧风冷/液冷储能电池系统，系集成度高，其模块化设计和预安装设计也能满足多种场景的储能集群。同时，显著改善电能质量，提高电网安全稳定性，增加经济收益。 防护等级IP54； 热蔓延控制屏蔽设计； 智能簇级管理，降低电池簇木桶效应，提高放电量； 模块化设计，易于电池替换及系统扩容； 预安装设计，减少人工现场工作量； 智能热管理策略； 在线式远程监控，减少人工现场巡检。

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。