海外需求爆发式增长，产业链进入百兆瓦爆单时代

海外能源通胀水平持续高涨叠加东欧地缘冲突扰动，海外市场储能订单需求激增，国内企业一季度订单量同比翻倍增长。

行业人士透露，欧洲在东欧地缘冲突刺激下，将按下光伏+储能投资配套快速键，2022年欧洲储能的装机量有望同比增长超100%。多个专注海外市场的储能电池企业表示出口欧洲的户用家储装置订单爆满，基本处于供不应求的状态，如果国内疫情对供应链的冲击能在上半年控制住，2022年欧洲预计订单有望在2021年的翻倍增长。

无独有偶，南美、中东和北美市场均加速大型风光储项目的投资落地，直接推动国内储能企业进入“爆单斩获”阶段：科陆电子在2022年Q1先后斩获485MWh和201MWh两大美洲电池储能订单，首航新能源则获得350MW SOFAR PowerAll光储户用订单，南都电源则斩获意大利国家电力公司集团597.88MWh锂电储能订单。

不少企业透露，2022年一季度公司的订单量已经超过去年全年的订单量。高工储能预测2022年下半年将有更多的百兆瓦级项目订单出现。

上游原材料成本上涨势头放缓，但大范围放量下跌概率很低

电芯涨价成为悬在电池和系统集成商端头上的利剑，导致电池厂商、系统集成厂商的业务利润遭到明显挤压。

从走访的pack企业和系统集成商看，2022年Q1锂电芯在2021年底的基础上进一步上涨15-20%，二三线电芯厂报价普遍达到0.9元/Wh，头部大厂的部分型号价格更是高达1.1元/Wh以上。电芯成本上涨直接驱动下游储能系统中标价由2021年底的不足1.5元/Wh提升至1.7-2.0元/Wh，导致国内许多工商业侧和发电侧项目暂时中止实施，头部pack和系统集成商企业一季度净利润下滑20%-30%不等。

高工储能监测到2022年Q1末锂离子电池上游材料价格出现松动趋势，具体材料表现如下：

电解液板块，2022年Q1六氟磷酸锂市场平均价格下降至48万元/吨，受锂盐产能持续释放影响，截至3月底，六氟磷酸锂市场的平均价格临近30万元/吨，VC产品市场平均价由2021Q4的50万元/吨，下跌至31万元/吨，截至3月底，产品的实际成交价已经跌破15万元/吨。

碳酸锂板块，锂盐价格出现一定松动，部分企业成交意愿较强，市场库存逐渐减少，3月底部分碳酸锂实际成交价跌破48万元/吨，整体呈下行走势。但由于2022年海外锂盐和国内锂矿产能释放量有限，因此2022年锂盐大幅度下跌的可能性较小。

正极板块，由于1-2月上游碳酸锂的价格整体处于高位，导致Q1正极材料价格同比上涨超100%（铁锂与锰酸锂上涨超200%），环比上涨超25%（铁锂与锰酸锂上涨超55%）。正极材料价格的上涨带动电芯产品价格上涨超10%。

负极板块，受石油等价格上行影响，针状焦、石油焦价格持续上升，推高负极成本，其中石油焦为原料的人造石墨综合成本上涨约5-10%；隔膜板块，受供需紧张加剧，湿法隔膜整体价格上升超10%。

综上所述，锂电池上游原材料“疯涨”势头暂时遏制住，但在下游需求旺盛以及上游部分核心材料产能释放有限的前提下，上游主材及锂电池成本放量下跌的概率较小。全年看储能锂电芯（0.5C充放）价格预计在0.9-1.2元/Wh的水平震荡徘徊，价格变动拐点预计将出现在2023年下半年。

储能技术多元化进程加速，液流、压缩空气等百家争鸣，但短期难以撼动锂电池新型储能主流地位

高工储能走访了解到，压缩空气储能、液流电池等非锂离子电池路线的市场热度正快速上升。

首先，《十四五新型储能发展实施方案》等中央及地方政策陆续出台，加大对国内压缩空气、液流电池和飞轮等储能技术示范项目建设和产能投资的鼓励及引导。其次，液流、压缩空气和飞轮等产业链代表企业正按下产能扩张的加速键，加大在产能规划和示范项目投资的拓展力度。未来上述细分技术路线有望对锂离子电池储能形成有力的补充和支持。

2022年Q1国内非锂离子储能项目（部分）

与此同时，锂离子电池相比其他新型储能技术具备以下特点：

1）依托新能源汽车和消费3C等下游领域，产业配套更为成熟，规模效应明显；

2）单位投资成本低，系统中标价格稳定在1.5-2元/Wh，远低于液流电池、飞轮等技术路线，初步具备大规模商业化应用的条件；

3）循环寿命持续提升，且综合系统效率高达83%-85%。整体来看，下游系统集成商和项目投资方对锂离子电池认可度更高。

根据GGII储能行业数据库显示，2022年Q1装机达到10.2GW，其中锂离子电池超越抽水蓄能排名第一，Q1新增装机量占比达到41%，也在某种程度上说明锂离子电池目前在新型储能的主流地位。

2021年Q1国内储能新增装机量结构（GW）

国内储能商业模式任重道远，需要管理层及产业链合力破局

国内储能市场存在一定程度“劣币驱逐良币”的现象，本质在于储能商业模式尚未真正成熟。

2022年Q1现阶段，国内储能市场仍属于典型的政策驱动市场：发电侧和电网侧等集中式电力储能业主选择储能配套更多在于获取当地政府的风光开发指标，而非通过储能设施参与电力现货市场和辅助服务市场获取经济收益。政府风光储强配政策是现阶段国内电力储能最大的驱动力。

在此背景下，初始投资成本取代全生命周期度电成本成为国内相当部分项目业主投资储能项目的核心考核因素。部分企业和储能系统集成商为尽可能压缩投入成本，偏向选择价格更加低廉、但一致性和循环寿命较差的电芯、储能变流器等产品。

据行业人士透露，部分项目业主为抵消年初上游电池材料暴涨的影响，还在项目中混入梯次退役电池。这样不仅会冲击用心打磨产品质量的同行企业的发展空间，同时也会为国内储能电站的安全运行带来极大的风险，长此以往将对国内储能市场的可持续发展带来不利影响。

劣币驱逐良币产生的根源在于储能市场商业模式成熟度不足。以目前火热的独立（共享）储能为例。一方面，根据GGII储能项目数据库显示，截至2021年底共有84个共享储能项目已通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等9个省份，项目总规模超12GW/24GWh。2021年Q1通过备案及备案中的独立储能12.8GW/26.9GWh，备案规模增长势头持续。另一方面，国内独立储能项目尚处于定点示范阶段，储能租赁费用制定、能否参与当地及外地现货市场、辅助服务市场，充电和发电费用是否收取，如何收取等详细规则没有普遍规定，一事一办的情况更多。

值得庆幸是，今年1月以来国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等改革文件，指出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。未来储能商业模式所依赖的电力市场改革有望稳步推进，但从目前情况看，商业模式成熟度较低是制约国内储能快速发展的主要因素之一。 

原标题：储能产业：上游材料涨价与商业模式“掣肘”不容忽视