碳酸锂价格持续下跌对储能玩家利润率的提高

文 ｜ 荆玉

2023年初，风景产业链成为“难兄弟”。从去年到今年，风扇中标价格持续下跌。在光伏方面，年底和年初开始的降价浪潮迅速侵蚀了产业链的利润。

然而，上游两个产业的“利润”是对下游产业链繁荣的积极和促进——上游降价将促进国内集中地面电站项目的安装增长，推动大型储能系统安装增量的增加和逆变器的出货量。因此，“光伏降价、充足储能”的预期也成为了业内人士的共识。

一位储能从业者告诉巨潮，2023年发电侧储能项目数量将增加，今年可能是发电侧储能的大年。

据中国化工物理电力行业协会储能应用分会统计，2022年国内电化学储能新增装机规模约为5台．与2021年(1)相比，93GW．84GW)增长了近两倍。即使经历了原材料涨价、疫情等多重冲击，依然表现出极高的韧性和爆发力。

这一趋势预计将在2023年继续下去。

根据中国电力联合会2022年12月发布的《新能源储能运行研究报告》，各省规划的新能源储能发展目标总计超过60GW，是国家能源局“2025年30GW”目标的两倍。截至2022年底，新能源储能项目的安装规模仅为8．7GW，可以说后续的快速增长有很大的确定性。

随着各种因素的叠加，2023年的大概率将是国内电化学储能持续快速增长的一年。

01

高速增长

新能源强配储能政策极大地促进了国内发电侧储能装机容量的提高。

近两年能实现快速增长的原因，很大程度上是由于储能轨道，特别是发电侧储能轨道的低基数。

根据国家能源局的数据，截至2020年底，我国光伏、风电的累计装机规模分别高达253GW和281．72GW，同期我国电化学储能累计装机规模仅为3．27 GW，还不如前两者的装机量零头。

根本原因是国内发电侧储能尚未形成有效的商业模式。目前，国内光伏和风电场储能系统的主要收入来源是提供峰值调整服务，但根据目前的补偿标准，电站提供峰值调整服务并不具有成本效益。

然而，自2020年以来，新能源强配储能模式仍在全国范围内大规模推进。据悉，自2021年以来，已有20个省市提出“风光储存一体化” 新能源强配储能已成为大势所趋。

国内发电侧储能装机容量大幅增加。如上所述，2020年至2022年，国内发电侧储能装机容量同比增长178％、19％和222％。

虽然新能源强配储能政策一直被舆论质疑为“虚假繁荣”，但仍推动国内发电侧储能进入发展快车道。

低基数本身也意味着巨大的发展潜力。储能市场被普遍认为是下一个可能爆发的万亿市场。特斯拉创始人马斯克曾表示，他希望特斯拉的储能业务能够与汽车业务发展，甚至超越汽车业务。

2023年，在央企稳步增长、风光产业链价格下跌的趋势下，光伏、风电新增装机量有望实现持续增长。例如，中国光伏产业协会名誉主席王勃华预计，2023年中国光伏新增装机保守预测为95GW，乐观预测为120GW。要实现十四五风电装机容量目标，2023－2025年，全国风电年均新增装机容量将为65GW－与2022年相比，75GW之间的装机量几乎翻了一番。这意味着今年也将是发电侧储能的新年。

此外，今年以来碳酸锂价格的持续下跌也促进了储能系统价格的下跌，或将进一步爆发储能装机容量。

2月19日，商业社数据显示，目前电池级碳酸锂报价44。．20万元／吨，比月初49万元／吨下跌9．80％，与去年第四季度相比，近60万元／吨回调更为显著。

业内人士认为，碳酸锂价格尚未触底。中国科学院院士、中国电动汽车百人协会副主席欧阳明高表示，预计今年下半年碳酸锂价格将降至35万元／吨至40万元／吨。这将进一步降低储能系统的价格。

02

必争之地

储能企业往往很难将原材料的增长完全传递给下游。

储能轨道虽然没有挖掘出足够的“宝藏”，但具有近万亿市场规模的潜力和确定性，自然成为资本必争之地。

据报道，自2023年以来，储能行业迎来了新一轮的生产扩张高峰，近20家企业在产业链上下游宣布了最新的储能项目建设计划。它不仅包括亿威锂能源、中创新航空、雄涛股份、赣丰锂业、兰军新能源等电力电池企业，还包括盛宏集团、东方日升等相关行业的跨境企业。

已经占据领先地位的行业领导者并不多。根据宁德时代半年报，2022年上半年，公司储能系统实现了127年的收入．36亿元同比增长171亿元．41％，公司总收入占11%以上％。储能已成为宁德时代的一大增长极。

不可避免的是，在多方入局、群龙混战的背景下，玩家面对下游客户的议价能力普遍较弱，成为摆在他们面前的重要考验。特别是在碳酸锂价格高的背景下，夹在中间的储能企业往往很难将原材料的增长完全传递给下游。

以宁德时代为例，2021年上半年宁德时代储能业务毛利率高达36．6％，2022年上半年跌至6．43％。宁德时代去年表示，2022年第三季度储能毛利率已恢复到两位数水平，新落地项目毛利率有所提高，但与之前的36相比．6％毛利率仍相形见绌，显示出其竞争压力。

自今年以来，碳酸锂价格的持续下跌对储能玩家利润率的提高有利，以前最强劲的电池链接价格也有所松动。然而，面对储能领域玩家的大规模扩张和供应改善，这也引起了行业对产能过剩风险的担忧。

据行业咨询机构GGII不完全统计，仅2022年就有26个与储能电池相关的扩产项目(部分涉及电力储能一体化产能)，总投资超过3000亿元，产能达到820GWh。到2023年上半年，新建280Ah专线释放产能约80GWh，叠加动态储能专线释放产能将超过150GWh，远远超过2022年国内储能锂电池出货量130GWh。

在此背景下，储能企业可能不得不在规模增长和利润率之间做出一定的选择，要么追求市场份额，适当放弃部分利润；要么保持更高的利润，放弃一些市场份额。

03

曲折前进

不同应用场景的商业模式不同，中外不同市场环境的盈利能力也不同。

由于储能的经济性，无法进一步开拓下游市场，激活万亿市场空间。

储能最基本的盈利模式是通过低电价买卖来盈利，即低电价充电，高电价卖出，赚取电价差。根据不同的应用场景，新的储能可以分为电源侧、电网侧和用户侧。不同应用场景的商业模式不同，中外不同市场环境的盈利能力也不同。

国外家庭储能市场仍然是目前最好的市场。由于俄乌战争，欧洲市场波峰波谷的高电价差使得家庭储能相当经济，因此家庭储能需求继续爆发。

国内发电侧储能情况明显不同——这可能是竞争最激烈、劣质的市场。目前，国内发电侧储能尚未形成有效的商业模式，为国内光伏和风电场提供峰值调整服务获得补偿不划算。尽管存在新能源强配储能政策，但国内发电侧储能的合理性仍受到业界的质疑。要真正打开这个增量市场，必须理顺风景调峰政策，降低储能系统的成本。

2022年11月8日，中国电力联合会发布的《新能源配置储能运行调查报告》指出，新能源配置储能存在利用率低、成本难以消化、分散模式难以发挥有效作用、配置合理性、规模缺乏科学论证等问题。

报告还披露了一组关键数字——目前，国内电化学储能项目的平均等效利用系数仅为12．2％。其中，新能源储能利用系数仅为6．1％，火电厂的储能为15．3％，电网侧储能为14．8％，用户储能为28．3％。新能源配储能调用频率、等效利用系数、利用率远低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。

这意味着缺乏商业价值支撑的新能源配置储能实际上造成了巨大的资源错配和浪费。

据GGII最新调查统计，2022年国内储能锂电池出货量达到130GWh，同比增速达到130GWh 170％。其中，电力储能电池出货量为92GWh；家用储能电池出货量为25GWh；通信储能电池出货量为9GWh；便携式储能电池出货量为4GWh。

不难看出，电力储能电池仍然是世界上出货量最大的储能细分领域，其重要性不言而喻。然而，国内发电侧储能的经济问题始终是不可避免的，这将始终困扰着行业的进一步发展。

好消息是，随着中国电力市场的不断完善，2022年引导峰谷价差的政策也为用户侧储能开辟了更多的利润空间，预计将逐步形成可持续的商业模式。

另一方面，锂电池的成本也呈长期下降趋势。在过去的10年里，成本下降了80%。成本的持续下降有望提高储能系统的收益率，进一步开放万亿级储能市场。国内储能市场也有望在曲折中前进，穿越重雾，走向星海。

这篇文章是超潮WAVE原创。