华阳集团产业技术研究总院 主办
内刊
2023年4月21日
24期
Information dynamics of industry
产业信息动态
“
光热发电是具有灵活调节和系统支撑能力的可再生能源发电技术，是优质的调节性电源。通过与风光的一体化调度、一体化运行，可以实现光热与风光电源的发电特性互补，能够为电力系统提供清洁的调峰能力和惯量支撑，光热发电的规模化发展意义重大。
”
——王昊轶（水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长）
目 录 CONTENTS
宏观政策
行业聚焦
技术前沿
权威之声
04
水电总院：多措并举推动光热发电规模化发展
12
14
硅料价格7连跌！组件降价趋势渐显
2022储能数据：电源侧新能源配储占比81%
15
长时储能价值将大幅增长
专业评论
19
电芯专用化趋势明显，中国企业加速崛起
会展信息
31
（2023）SNEC光伏大会暨(上海)展览会
07
11
国家能源局: 不得增加新能源不合理投资成本！
重磅！京津唐绿电交易正式开市
权威之声
近日，水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长王昊轶应邀参加中国太阳能热发电大会并发言，提出了《多措并举推动我国光热发电规模化发展》。
光热发电是具有灵活调节和系统支撑能力的可再生能源发电技术，是优质的调节性电源。通过与风光的一体化调度、一体化运行，可以实现光热与风光电源的发电特性互补，能够为电力系统提供清洁的调峰能力和惯量支撑，光热发电的规模化发展意义重大。
一是有利于充分发挥灵活调节和系统支撑作用；
光热电站的装机规模和占比仍然偏小，并网项目多处于自主发电状态，对电力系统的调节、支撑作用没有得到充分发挥。随着光热发电装机规模的扩大，在具备条件的地区集中开发、集群调度，与风光电源实现多能互补，将有利于在新能源大基地等场景中充分发挥调节支撑作用，在常规火电调峰能力增长不足的环境下发挥调峰电源作用。
二是有利于推动相关产业协同发展；
光热发电产业链长，上游包括钢铁、超白玻璃、反射镜和熔盐等原材料产业，以及支架跟踪装置、汽轮机和发电机等工业设备。光热发电的规模化发展将有利于提升传统产业产能的消化，同时可带动新兴产业发展。
三是有利于实现装备制造标准化拉动成本下降
目前光热项目规模有限，市场预期不够，光热电站工艺系统的关键核心装备和材料如定日镜、汽轮机、熔盐等，目前大多采用定制化开发，没有形成标准化、规模化生产成本居高不下。光热电站规模化建设，在规模效应的拉动下，将推动核心关键设备的标准化，进一步促进光热电站建设成本的下降。
四是有利于促进技术进步提高系统运行效率
在示范工作的带动下，我国光热发电实现了从无到有的大幅发展，验证了技术可行性从未来发展的角度来看，以超临界二氧化碳布雷顿循环为代表的技术路线更新，以及以提高系统温度、降低各环节热损为目的的技术进步，都有利于实现系统效率的提升通过光热发电的规模化发展，将为技术进步提供良好环境，进而实现效率提升和成本下降。
目前，我国光热发电规模化建设趋势已逐步显现。
光热与风光互补开发推动光热发电逐步走向规模化。首批示范项目后启动的光热项目，在燃煤标杆电价、投资收益率等约束下，多采用光热互补风光的开发模式，甘肃、青海、吉林、新疆启动的光热项目均按照定比例与风电、光伏进行打捆，通过一体化开发的经济互补，降低系统的综合度电成本，使项目具备经济性。
现阶段更多考虑经济性互补性，并没有综合考虑系统支撑能力和经济性，是光热电站开发建设过程中的阶段性措施，通过经济互补的模式，开展光热互补风光的建设开发，带动光热电站规模化发展，逐步向发电特性互补，实质性提高系统调节能力，综合考虑技经关系最优的光热互补风光一体化系统发展，将是我国未来光热电站规模化建设发展主要趋势。
面向系统需求的设计成为目前光热发电的主要发展模式。面对我国西北地区新能源高质量建设与发展的迫切需求，首批示范项目后启动的光热项目，在单体电站设计方案中充分考虑了系统降本、解决弃电、资源优势、延长出力等需求。面向系统需求的适应性设计将是“十四五”我国光热电站开发建设的主要模式，在合理的光热电站规划布局，将此发展模式下，有效的电力系统集群优化调度策略，是此种发展模式发挥系统支撑作用的关键。
不过“成本和收益”仍然是光热发电规模化发展面临的挑战。对此王昊轶提出几点相关措施：
一是统筹谋划光热与风光互补一体化发展。开展光热资源普查工作，摸清可以集中开发建设的光热场址范围和建设开发规模。充分考虑光热场址、风光场址、电力接入、系统需求，科学合理布局光热与风光一体化项目。统筹光热、风光、电网建设时序，确保光热与风光一体化项目同期建成并网。
二是结合新能源大基地有序推进光热项目建设实施。充分考虑成本下降趋势和技术经济性，科学合理研究光热与风5光一体化项目的电源配比;结合电力系统对光热电站出力特性的要求，科学合理研究光热电站单体规模及各组成单元的规模配置;结合新能源大基地的建设推进要求，合理安排光热项目的开发建设。
三是鼓励创新与标准体系建立促进降本增效。加强技术创新，促进降本增效;通过完善行业标准，推动产业链标准化进程，促进降本增效。
四是加强政策机制研究保障光热发电高质量发展。鼓励光热电站在电力市场引导下，发挥系统调节支撑作用，完善电力市场机制;降低非技术成本。
水电总院：多措并举推动光热发电规模化发展
来源：光伏们
权威之声
Voice of authority
三是有利于实现装备制造标准化拉动成本下降；
目前光热项目规模有限，市场预期不够，光热电站工艺系统的关键核心装备和材料如定日镜、汽轮机、熔盐等，目前大多采用定制化开发，没有形成标准化、规模化生产成本居高不下。光热电站规模化建设，在规模效应的拉动下，将推动核心关键设备的标准化，进一步促进光热电站建设成本的下降。
四是有利于促进技术进步提高系统运行效率；
在示范工作的带动下，我国光热发电实现了从无到有的大幅发展，验证了技术可行性从未来发展的角度来看，以超临界二氧化碳布雷顿循环为代表的技术路线更新，以及以提高系统温度、降低各环节热损为目的的技术进步，都有利于实现系统效率的提升通过光热发电的规模化发展，将为技术进步提供良好环境，进而实现效率提升和成本下降。
目前，我国光热发电规模化建设趋势已逐步显现。
光热与风光互补开发推动光热发电逐步走向规模化。首批示范项目后启动的光热项目，在燃煤标杆电价、投资收益率等约束下，多采用光热互补风光的开发模式，甘肃、青海、吉林、新疆启动的光热项目均按照定比例与风电、光伏进行打捆，通过一体化开发的经济互补，降低系统的综合度电成本，使项目具备经济性。
现阶段更多考虑经济性互补性，并没有综合考虑系统支撑能力和经济性，是光热电站开发建设过程中的阶段性措施，通过经济互补的模式，开展光热互补风光的建设开发，带动光热电站规模化发展，逐步向发电特性互补，实质性提高系统调节能力，综合考虑技经关系最优的光热互补风光一体化系统发展，将是我国未来光热电站规模化建设发展主要趋势。
面向系统需求的设计成为目前光热发电的主要发展模式。面对我国西北地区新能源高质量建设与发展的迫切需求，首批示范项目后启动的光热项目，在单体电站设计方案中充分考虑了系统降本、解决弃电、资源优势、延长出力等需求。面向系统需求的适应性设计将是“十四五”我国光热电站开发建设的主要模式，在合理的光热电站规划布局，将此发展模式下，有效的电力系统集群优化调度策略，是此种发展模式发挥系统支撑作用的关键。
不过“成本和收益”仍然是光热发电规模化发展面临的挑战。对此王昊轶提出几点相关措施：
一是统筹谋划光热与风光互补一体化发展。开展光热资源普查工作，摸清可以集中开发建设的光热场址范围和建设开发规模。充分考虑光热场址、风光场址、电力接入、系统需求，科学合理布局光热与风光一体化项目。统筹光热、风光、电网建设时序，确保光热与风光一体化项目同期建成并网。
二是结合新能源大基地有序推进光热项目建设实施。充分考虑成本下降趋势和技术经济性，科学合理研究光热与风5光一体化项目的电源配比;结合电力系统对光热电站出力特性的要求，科学合理研究光热电站单体规模及各组成单元的规模配置;结合新能源大基地的建设推进要求，合理安排光热项目的开发建设。
三是鼓励创新与标准体系建立促进降本增效。加强技术创新，促进降本增效;通过完善行业标准，推动产业链标准化进程，促进降本增效。
四是加强政策机制研究保障光热发电高质量发展。鼓励光热电站在电力市场引导下，发挥系统调节支撑作用，完善电力市场机制;降低非技术成本。
权威之声
权威之声
宏观政策
一是统筹谋划光热与风光互补一体化发展。开展光热资源普查工作，摸清可以集中开发建设的光热场址范围和建设开发规模。充分考虑光热场址、风光场址、电力接入、系统需求，科学合理布局光热与风光一体化项目。统筹光热、风光、电网建设时序，确保光热与风光一体化项目同期建成并网。
二是结合新能源大基地有序推进光热项目建设实施。充分考虑成本下降趋势和技术经济性，科学合理研究光热与风5光一体化项目的电源配比;结合电力系统对光热电站出力特性的要求，科学合理研究光热电站单体规模及各组成单元的规模配置;结合新能源大基地的建设推进要求，合理安排光热项目的开发建设。
三是鼓励创新与标准体系建立促进降本增效。加强技术创新，促进降本增效;通过完善行业标准，推动产业链标准化进程，促进降本增效。
四是加强政策机制研究保障光热发电高质量发展。鼓励光热电站在电力市场引导下，发挥系统调节支撑作用，完善电力市场机制;降低非技术成本。
4月14日，国家能源局发布《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》第二、三章部分，《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用，这将推动开发建设环节的成本回归理性。
但在新能源项目开发过程中，很多地方政府对新能源项目投资提出了各种各样的附带条件，包括拉动装备制造业在当地建厂、投资修路、捐助帮扶、与地方企业合作等，严重推高了新能源项目开发的非技术成本。
根据案例来看，2021年以来，包括云南、湖北、贵州、宁夏、安徽等省份对新能源项目开发均提出了产业配套的要求，企业开发成本大幅增加。南方某县政府以资源指标印发为由，要求9万千瓦项目的风电开发企业无偿给予镇政府2000万元扶贫资金，增加开发成本0.18元/瓦。西北某县政府以征地协调为由，要求10万千瓦项目的风电开发企业无偿修建6千米旅游道路，增加开发成本0.2元/瓦。
例如，在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。
在新能源参与电力市场交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
国家能源局表示，新能源项目具备开发建设周期短，运营期用工量少，运行前几年应缴税收低，场址资源稀缺等特点，尽管是清洁绿色能源，从地方政府的角度来看，对当地的就业、税收、产业等带动力度有限。在新能源项目开发过程中，很多地方政府对新能源项目投资提出了各种各样的附带条件，包括拉动装备制造业在当地建厂、投资修路、捐助帮扶、与地方企业合作等，严重推高了新能源项目开发的非技术成本。
风光等新能源已步入平价时代，制造业、EPC、运维等各环节的成本越发透明，全产业链的收益水平也逐步趋微。《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用，这将推动开发建设环节的成本回归理性。
此外，《案例解读》从调峰调频电源补偿机制、新能源接网消纳、负荷对新能源调节、分布式新能源、分布式接入比例、新能源电力交易、放管服等等多方面通过政策、相应案例等方面进行了具体分析。
例如，在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。
在新能源参与电力市场交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
来源：国家能源局
宏观政策
MACROPOLICY
国家能源局: 不得增加新能源不合理投资成本！
宏观政策
宏观政策
根据案例来看，2021年以来，包括云南、湖北、贵州、宁夏、安徽等省份对新能源项目开发均提出了产业配套的要求，企业开发成本大幅增加。南方某县政府以资源指标印发为由，要求9万千瓦项目的风电开发企业无偿给予镇政府2000万元扶贫资金，增加开发成本0.18元/瓦。西北某县政府以征地协调为由，要求10万千瓦项目的风电开发企业无偿修建6千米旅游道路，增加开发成本0.2元/瓦。
例如，在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。
在新能源参与电力市场交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
国家能源局表示，新能源项目具备开发建设周期短，运营期用工量少，运行前几年应缴税收低，场址资源稀缺等特点，尽管是清洁绿色能源，从地方政府的角度来看，对当地的就业、税收、产业等带动力度有限。在新能源项目开发过程中，很多地方政府对新能源项目投资提出了各种各样的附带条件，包括拉动装备制造业在当地建厂、投资修路、捐助帮扶、与地方企业合作等，严重推高了新能源项目开发的非技术成本。
风光等新能源已步入平价时代，制造业、EPC、运维等各环节的成本越发透明，全产业链的收益水平也逐步趋微。《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用，这将推动开发建设环节的成本回归理性。
此外，《案例解读》从调峰调频电源补偿机制、新能源接网消纳、负荷对新能源调节、分布式新能源、分布式接入比例、新能源电力交易、放管服等等多方面通过政策、相应案例等方面进行了具体分析。
例如，在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。
在新能源参与电力市场交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。国家能源局表示，新能源项目具备开发建设周期短，运营期用工量少，运行前几年应缴税收低，场址资源稀缺等特点，尽管是清洁绿色能源，从地方政府的角度来看，对当地的就业、税收、产业等带动力度有限。在新能源项目开发过程中，很多地方政府对新能源项目投资提出了各种各样的附带条件，包括拉动装备制造业在当地建厂、投资修路、捐助帮扶、与地方企业合作等，严重推高了新能源项目开发的非技术成本。
风光等新能源已步入平价时代，制造业、EPC、运维等各环节的成本越发透明，全产业链的收益水平也逐步趋微。《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用，这将推动开发建设环节的成本回归理性。
此外，《案例解读》从调峰调频电源补偿机制、新能源接网消纳、负荷对新能源调节、分布式新能源、分布式接入比例、新能源电力交易、放管服等等多方面通过政策、相应案例等方面进行了具体分析。
例如，在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。
在新能源参与电力市场交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
宏观政策
宏观政策
近期，国家能源局华北监管局发布《关于完善绿电交易机制推动京津唐电网平价新能源项目入市的通知》（以下简称《通知》），标志着京津唐区域绿电交易全面铺开。
根据《通知》要求，为有序衔接现有市场，保证交易平稳起步，京津唐绿电交易发电侧仅纳入华北直调平价新能源机组。北京电力交易中心已于4月14日发布绿色电力交易公告，正式拉开了京津唐地区绿电交易序幕。
绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力证书。目前，我国绿色电力主要来源于风电、光伏等可再生能源发电，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电等各类可再生能源能发电。
绿电交易可满足用户日益增长的绿色消费需求，提升企业产品出口竞争力和国际竞争力，实现经济、社会、环境效益的高度统一，购买绿色电力已经成为企业清洁低碳转型的重要措施。
重磅！京津唐绿电交易正式开市
来源：国家能源局华北监管局
原文链接：《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》
行业聚焦
硅料价格7连跌！组件降价趋势渐显
4月19日，硅业分会公布了太阳能级多晶硅最新价格。其中：
单晶复投料成交价18.00-19.50万元/吨，平均为19.24万元/吨，均价下降2.73%单晶致密料成交价17.80-19.30万元/吨，平均为19.00万元/吨，均价下降2.71%单晶菜花料成交价17.60-19.00万元/吨，平均为18.67万元/吨，均价下降2.91%
来源：光伏盒子
行业聚焦
INDUSTRY FOCUS
行业聚焦
与上次报价对比发现，各类型硅料最高成交价大幅下调（1.7-1.8万元/吨），最低成交价也有0.5-0.6万元/吨下降，体现到均价，普遍下调0.5万元/吨以上。据悉，随着硅料厂商产能爬坡（包括质量、产量爬坡）持续进行，高质量硅料供应逐步提升，之前的价格难以维持，硅片企业话语权加强，基本按需提货。预计二季度，多晶硅价格还会持续下降。邻近夏季，部分省份宣布“迎峰度夏”，是否存在对硅料、硅棒环节进行限产的可能？行业内观点不一。据了解，目前青海省已经提出“夏季进行电力负荷管理”的要求，晶硅企业也在限负荷生产的范围，届时最多可能限负荷25%。对此，有观点指出，各地政府招商引资都会给出一定承诺和优惠条件，用电保障肯定包含在内。从历史数据看，青海省工业用电量占比虽高，但当地保供能力较强，预计对晶硅企业限负荷时长不会太久，对二季度上游供应的影响不甚明显。
行业聚焦
硅片环节，在龙头企业的带动下，价格开始出现下降，为电池、组件降价提供支持。有消息称，近期一批进口石英砂到货，虽然价格远超预期，但至少帮许多企业解了燃眉之急，硅片供应量有所增长，供求关系缓和。但也有2家企业认为，硅片降价与石英砂供应无关，主要是下游需求开始降温。分析师强调，目前硅片库存相对较少，即使降价，降幅也不会太大，明显低于硅料，电池环节利润将增厚。
从近期招投标和供货情况看，组件价格有小幅下调，更多代表一种趋势。一线厂商基本不再坚守1.7元/W要求，多数一线、准一线品牌PERC组件价格1.64-1.68元/W。210组件价格虽整体略高于182组件，但价差明显低于电池环节。主要原因，一方面，210组件封装成本比182尺寸低，成本节省1分/W左右，另一方面，近期有更多企业切换产线至210尺寸产品，希望拿到更高市场占比。
技术前沿
锂离子电池一直是公用事业公司布局储能项目的首选技术路线，但锂离子电池的一个局限性是其所能提供的持续放电时间有限。此外，也有关于锂离子电池储能电站发生火灾的安全问题。但从近两年的新闻报道中可以看到，长时储能在高比例可再生能源渗透率场景下，越来越受到美国电网的关注。今年也有望成为美国替代锂电池储能技术领先地位的技术出现的一个关键转折点。
美国国家可再生能源实验室（National renewable energy Laboratory）发布的一份报告指出：“随着电力系统转向风能和太阳能等更大比例的间歇性可再生能源时，长时储能的价值将大幅增长，这有助于解决可再生能源供应在不同天和季节的变化。”
铁基液流电池
近几个月来，ESS Inc.在铁基液流电池领域大放异彩。两家加州公用事业公司，SMUD和Burbank Water and Power（BWP），于2022年相继宣布与ESS达成协议。
2022年9月20日，SMUD和ESS宣布达成协议，将由ESS提供高达200MW/2GWh的长时储能。协议要求ESS从2023年开始提供其长时储能技术的组合，以便与SMUD电网集成。
2022年11月，ESS和BWP就ESS交付BWP首个公用事业规模的电池储能项目达成协议。根据该协议，将在BWP的EcoCampus安装一个75kW/500kWh的ESS Energy Warehouse产品，并将其连接到一个265kW的太阳能发电系统。
TECHNOLOGY FRONTIER
技术前沿
2022储能数据：电源侧新能源配储占比81%
来源：中国电力企业联合会
近日，中国电力企业联合会依托国家能源局批准建设的国家电化学储能电站安全监测信息平台发布了《2022年度电化学储能电站行业统计数据》（简称《统计数据》）。
《统计数据》中提到，电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，平均运行系数0.06（日均运行小时1.44h，年运行小时525h）、平均利用系数0.03（日均利用小时0.77h，年运行小时283h）、平均备用系数0.92（日均利用小时22.17h，年运行小时8093h）、平均出力系数0.69、平均日利用指数17%（日均等效利用次数0.22次）；电网侧储能中独立储能运行情况与电网侧储能平均水平基本一致。
截至2022年底，电源侧储能总能量约6.80GWh，同比增长131.81%,2022年新增总能量3.87GWh。电源侧储能以新能源配储为主，受各省新能源配储政策影响，新能源配储比例持续提高，累计投运总量5.50GWh，占比80.80%,同比增长150.15%;2022年新增总能量3.30GWh、占比85.29%.目前新能源配储主要分布在山东、内蒙古、西藏、新疆、青海等新能源装机较高的省份，累计总能量占新能源配储总能量的68.00%。
长时储能价值将大幅增长
来源：中关村储能产业技术联盟
技术前沿
技术前沿
铁基液流电池将促进可再生能源消纳，并允许过剩的可再生能源电力被储存起来，提高电网的弹性和可靠性。
铁空气电池和压缩空气储能
今年1月下旬，Form Energy宣布，与Xcel Energy公司签订最终协议，在Xcel Energy的两个即将退役的火电厂部署Form Energy的铁空气电池系统。
第一个项目将在明尼苏达州贝克尔的舍伯恩县发电厂部署一个10MW/1000MWh的多日储能系统；第二个项目将在科罗拉多州普韦布洛的科曼奇发电厂部署一个10MW/1000MWh的多日储能系统。这两个项目预计最早将于2025年投入使用，并需得到各自州的监管部门的批准。
去年12月，西弗吉尼亚州州长Jim Justice宣布，Form Energy将与西弗吉尼亚州合作，在西弗吉尼亚州北部的俄亥俄河沿岸的55英亩土地上建设其首个铁空气电池工厂。
与此同时，今年1月，加州社区选择聚合商中央海岸社区能源公司Central Coast Community Energy表示，公司与Hydrostor签署了一份为期25年的压缩空气储能项目购电协议。
近10亿美元的购电协议要求从Hydrostor计划中的Willow Rock储能中心向3CE提供200MW/1600MWh的储能，该中心将使用该公司的先进压缩空气储能技术。项目建成后，将在其生命周期内减少多达2800万公吨的二氧化碳排放量。
Hydrostor的技术将压缩空气储能系统的元件与抽水蓄能系统相结合。以压缩空气的形式储存能量，同时捕获并储存压缩的热量供将来使用。压缩空气被储存在一个专门建造的地下洞穴中，该洞穴使用一个蓄水池来保持恒定的压力。该设施利用储存的热量和压力为传统的涡轮发电机提供动力。Hydrostor表示，该系统在其50年以上的预期寿命中没有性能下降。
Hydrostor表示，该技术提供了与天然气厂相同的服务，同时由于它使用剩余的电力作为燃料，因此具有零排放。该公司的目标是实现高价值的电网应用，如延缓输电投资和替代化石燃料发电厂。
氢能
今年1月初，Energy Vault Holdings，Inc.和加州Pacific Gas and Electric（PG&E）宣布，将合作部署和运营一个公用事业规模的电池加绿氢长时储能系统，该系统具有至少293MWh的可调度能源。
该系统旨在为加州Calistoga市的市中心和周边地区在计划停电和潜在的公共安全停电期间（Public Safety Power Shutoffs）提供至少48小时的电力，公共安全停电是指由于野火风险高，为周边地区服务的电力线路必须被关闭以确保安全。
PG&E于2022年12月30日向加州公用事业委员会提交了项目合同，以供审查和批准，并要求在2023年5月15日前发布批准该项目的最终决议。
该储能系统将由Energy Vault拥有、运营和维护，同时根据与PG&E的长期收费协议提供可调度电力。
该系统的容量可能会扩大到700 MWh，这将允许其在不补充燃料的情况下运行更长时间，从而为PG&E和Calistoga市提供更大的灵活性。
Energy Vault的系统将取代典型的移动柴油发电机，在更广泛的电网停电期间为PG&E的Calistoga微电网供电。
预计2023年第四季度开始建设，2024年第二季度末进行商业运营。
该项目建成后，预计将成为美国第一个同类项目，也是最大的公用事业规模的绿氢储能项目。
洛杉矶水电局
洛杉矶水电局向《公共电力报》（Public Power Current）表示，他们已经认识到绿氢作为“power to gas”长时储能解决方案的好处，通过使用电解槽，在电解的过程中使用可再生能源发电将水分解成氢气和氧气。LADWP被要求提供更多的细节，说明目前LADWP可能寻求绿氢储能的情况。
作为Intermountain Power Project（IPP）生产电力的购买者，LADWP参与在IPP安装两台420 MW的联合循环发电机组，当2025年7月投入使用时将能够使用氢燃料（与天然气混合）。LADWP指出，利用可再生能源电解制氢，然后储存在盐穴中，用于长时储能，以储存和提供季节性的氢气供应。
LADWP目前不计划直接参与洛杉矶地区的绿氢生产，但它将与能源开发商合作实施绿氢项目，以提供电网可靠性和零碳能源。其战略长期资源计划包括最终从市场购买绿氢的选项，以促进洛杉矶地区绿氢的发展。
公司认为，这项技术对于确保电力系统在紧急事件（如地震、野火或其他情况）期间保持弹性是必要的，因为在向100%清洁能源过渡时，清洁可调度发电能力可能是维持电网可靠性和弹性所必需的。
LADWP正在研究各种储能技术以及绿氢，作为其向100%清洁能源过渡的未来。LADWP表示，公司将需要储能来缓解可再生能源带来的间歇性发电挑战，并为可再生能源发电量低、能源需求高以及发电和/或输电线路损失的时期提供资源，以保持电网的可靠性和弹性。不同储能技术路线的选择之间存在权衡：电池在经济地存储大量能量以及将能量转移到每日或每小时时间范围之外的能力方面受到限制。而抽水蓄能则主要受地点和水资源的限制。
他们表示，绿氢为长时储能提供了潜力，它利用春季电力需求低时的多余可再生能源来生产氢气，以便在夏季电力需求高时使用--被称为季节性储能。另一个好处是，在某些情况下，现有的发电机组可以被改造成使用绿氢。
随着绿氢经济规模的扩大，LADPW预计它将成为一个可行的、低成本的季节性储能解决方案，为电网和其他经济部门提供脱碳的灵活性。
奥兰多公用事业委员会探索长时储能项目的部署
今年1月初，佛罗里达州公共电力公司奥兰多公用事业委员会（Orlando Utilities Commission，简称OUC）表示，将探索部署一个长时储能项目，以此帮助实现该公司的净零碳排放目标。
项目将位于OUC在佛罗里达州东海岸布雷瓦德县的印第安河电厂，Malta的储能技术将多余的电能转化为热能，储存在熔融盐和冷却剂中。当需要时，项目会再生出GWh的电力供住宅和商业使用。
Malta超过100MW的公用事业规模系统比锂离子电池提供更多的储能时长，并可为OUC提供多样化的储能。尽管太阳能等清洁和可再生能源具有间歇性，但持续时间延长的项目有可能帮助OUC确保电网可靠性。
纽约电力局计划部署锌-空气储能系统
2021年4月，纽约电力局（New York Power Authority，简称NYPA）与Zinc8 Energy Solutions公司和布法罗大学（University at Buffalo）签署了一项协议，计划部署Zinc8的锌空气储能系统，这标志着纽约州首次展示了长时储能的使用，这一发展可以支持进一步将可再生能源纳入电网。
2022年1月，纽约州州长凯西·霍楚尔（Kathy Hochul）宣布，Zinc8公司将把其价值6800万美元的生产基地和美国总部迁至纽约州的金斯敦。
Zinc8的技术是围绕着锌作为负极，由于其能量密度高、易获得、成本低、易于储存和处理，预计比其他金属更具优势。
当锌空气电池提供电力时，锌颗粒与周围空气中的氧气结合。当系统重新充电时，锌颗粒再生，而氧气则返回到周围的空气中。锌空气电池不需要更换燃料，并通过简单地引入额外的燃料罐来提供可扩展的能量容量。
威斯康星州公用事业试点项目测试新形式的长时储能
今年2月初，威斯康辛州的一家公用事业公司WEC Energy Group宣布，将在密尔沃基的Valley发电厂主导一个试点项目，以测试一种新的长时储能形式。
WEC正在与EPRI、CMBlu Energy公司合作，计划在今年第四季度在美国开展1至2MWh的试点项目，这也是美国电网测试这类储能系统的首次尝试。
CMBlu 的产品名为Organic SolidFlow，采用专有的液流电池技术，电解质来自完全可回收材料。试点项目将测试电池系统的性能，包括5至10小时的放电时长——是目前使用的典型锂离子电池的两倍。测试结果将与行业分享。EPRI将在2024年初分享该项目的完整分析。
技术前沿
专业评论
公司认为，这项技术对于确保电力系统在紧急事件（如地震、野火或其他情况）期间保持弹性是必要的，因为在向100%清洁能源过渡时，清洁可调度发电能力可能是维持电网可靠性和弹性所必需的。
LADWP正在研究各种储能技术以及绿氢，作为其向100%清洁能源过渡的未来。LADWP表示，公司将需要储能来缓解可再生能源带来的间歇性发电挑战，并为可再生能源发电量低、能源需求高以及发电和/或输电线路损失的时期提供资源，以保持电网的可靠性和弹性。不同储能技术路线的选择之间存在权衡：电池在经济地存储大量能量以及将能量转移到每日或每小时时间范围之外的能力方面受到限制。而抽水蓄能则主要受地点和水资源的限制。
他们表示，绿氢为长时储能提供了潜力，它利用春季电力需求低时的多余可再生能源来生产氢气，以便在夏季电力需求高时使用--被称为季节性储能。另一个好处是，在某些情况下，现有的发电机组可以被改造成使用绿氢。
随着绿氢经济规模的扩大，LADPW预计它将成为一个可行的、低成本的季节性储能解决方案，为电网和其他经济部门提供脱碳的灵活性。
奥兰多公用事业委员会探索长时储能项目的部署
今年1月初，佛罗里达州公共电力公司奥兰多公用事业委员会（Orlando Utilities Commission，简称OUC）表示，将探索部署一个长时储能项目，以此帮助实现该公司的净零碳排放目标。
项目将位于OUC在佛罗里达州东海岸布雷瓦德县的印第安河电厂，Malta的储能技术将多余的电能转化为热能，储存在熔融盐和冷却剂中。当需要时，项目会再生出GWh的电力供住宅和商业使用。
Malta超过100MW的公用事业规模系统比锂离子电池提供更多的储能时长，并可为OUC提供多样化的储能。尽管太阳能等清洁和可再生能源具有间歇性，但持续时间延长的项目有可能帮助OUC确保电网可靠性。
电芯专用化趋势明显，中国企业加速崛起
来源：未来智库
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储能系统主要由电池、电池管理系统、变流器、温控和其他设备组成。储能系统产业链主要由上游的电池材料/配件、中游的电池/BMS/PCS/EMS、下游的系统集成等环节组成。产业链上游主要由电池原材料与配件等构成，其中锂电池与动力电池产业链基本兼容；中游主要由电芯/电池模组/PCS等环节组成；下游主要为系统集成企业将集成后的储能系统，交付给终端客户。
全球电化学储能市场持续增长。电化学储能凭借建设周期短、能量转换效率高、产业链相对成熟等优势，近年来呈现高速发展态势。根据CESA数据，2021年全球储能市场装机功率205.3GW，其中抽水蓄能/压缩空气储能/电化学储能装机功率占比分别达到86.4/0.9/10.3%。2021年全球电化学储能新增装机规模达到7.54GW，同比提升96%。根据CESA数据，2021年全球电化学储能市场中，锂电储能项目的功率占比达到了93.9%。根据应用场景不同，储能可以分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能等。电源侧储能主要起到平滑新能源出力波动、调频等功能；电网侧储能主要提供系统备用、延缓输变电设备阻塞等；用户侧储能主要是提高电能质量、调频、参与需求侧响应等。2021年全球电化学储能中电源侧/电源侧辅助服务/电网侧/分布式及微网/用户侧等场景装机规模占比分别为30.9/32.1/26.6/4.2/6.2%。
政策+经济性双轮驱动，储能迎来爆发式增长
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中国：强制配储政策刺激表前储能市场发展，商业模式演变优化储能经济性。根据CESA数据，2021年中国电化学储能装机累计规模达到5.12GW，同比+56%，其中2021年新增电化学储能装机规模为1.84GW，同比+18%，新增表前储能装机1.77GW，同比+15%。储能配置优化新能源发电灵活性，强制配储政策加快国内表前储能发展。从电源侧来看，配置储能能够有效减少废光废风率、平滑输出功率曲线，提高新能源项目经济效益；从电网侧来看，储能产品能够有效参与电力市场辅助服务（包括调频调峰、无功调节等）。2021年以来，国家在储能政策持续加码。2021年8月发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，国家强制配储政策正式推出。随后各地方政府分别推出相应配储政策，国内表前储能市场进入快速发展期。
商业模式优化，增益储能项目经济性。在强配政策背景下，各地方政府纷纷提出政策补贴优化储能项目经济性。同时，共享储能等商业模式的提出，通过服务多个发电项目的模式，减少新能源项目初始建设资本开支、提高资源利用效率，优化配储经济性。
美国：补贴激励行业发展。根据CESA数据，2021年美国电化学储能装机累计规模达到6.36GW，同比+115%，其中2021年新增电化学储能装机规模3.40GW，同比+154%，新增表前储能装机近3.0GW。联邦政策和地方政策对行业发展具有积极影响。2022年8月，美国正式发布IRA法案，针对储能提出延长ITC税收抵免有效时间且放宽抵免要求：1）抵免有效期延长：此前版本2022年抵免比例开始滑坡，现行版本2033年之后再滑坡。2）抵免力度增加：税收抵免由基础抵免+额外抵免构成，其中基础抵免额度由过去最高的26%提升至30%、结合额外抵免后最高可抵免税收的70%。3）独立储能纳入ITC补贴范围。
美国：补贴激励行业发展。根据CESA数据，2021年美国电化学储能装机累计规模达到6.36GW，同比+115%，其中2021年新增电化学储能装机规模3.40GW，同比+154%，新增表前储能装机近3.0GW。联邦政策和地方政策对行业发展具有积极影响。2022年8月，美国正式发布IRA法案，针对储能提出延长ITC税收抵免有效时间且放宽抵免要求：1）抵免有效期延长：此前版本2022年抵免比例开始滑坡，现行版本2033年之后再滑坡。2）抵免力度增加：税收抵免由基础抵免+额外抵免构成，其中基础抵免额度由过去最高的26%提升至30%、结合额外抵免后最高可抵免税收的70%。3）独立储能纳入ITC补贴范围。
国内峰谷价差扩大拉动工商业储能发展。据中关村储能产业技术联盟统计，2022年起全国已有16个省市的峰谷价差均值达到工商业储能实现经济性的门槛价差0.70元/kWh，其中，广东省（珠三角五市，1.26元/kWh）、海南省（1.07元/kWh）、浙江（0.98元/kWh）位居前三。2023年2-3月达到门槛价差的省市数量进一步提升，分别达到19个和18个。当前峰谷价差扩大的趋势未变，随着部分区域的尖峰电价机制建立，给工商业储能带来了更大应用空间。
表前储能：政策引领行业快速发展
用户侧储能：刚需+电价高企助推发展
户储市场高速增长，美国&欧洲引领发展。根据CESA数据，2021年全球户用储能累计装机量达到1.41GW，2021年新增装机量1.37GW，其中欧美地区合计新增户储装机占比近一半。
专业评论
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电价高企+用电稳定性推动户储市场发展：1）灾害频发下用电稳定性需求推动户储发展。美国的电力设施相对老旧且各州电网相对独立，相互之间难以调度协同，在飓风、暴风雪等自然灾害频发影响下，居民会出现用电中断等问题。户储能够有效保障居民用电的稳定性。2）居民用电高企，户储经济性明显。近年来通货膨胀影响下能源价格持续居高不下，2022年初俄乌冲突爆发，天然气价格飙升推动居民用电成本提升。海外居民电价高、上网电价低，政策给予税收优惠及资金补贴下户储具有较高经济性。
展望：2026年全球新型储能市场新增装机有望达到810GWh
2022年全球新型储能装机有望达到48GWh，我们预计2026年全球新型储能新增装机量有望达到810GWh，2022-2026年均复合增速达到103%。分地区来看，2026年美国/欧洲/中国新增装机量分别为197/185/310GWh；分应用场景来看，表前储能/工商业储能/户用储能2026年新增装机分别为548/75/187GWh。
电芯形状、型号与应用场景具有一定匹配关系。按照应用场景来区分，储能电芯可分为电源侧/电网侧储能电芯、工商业储能电芯、户用储能电芯以及便携式储能电芯。按照电芯形态来分，储能电芯可以分为方形、圆柱、软包三种。方形电芯性价比高、材料稳定性高，代表生产企业为宁德时代、亿纬锂能。圆柱电芯良率高、技术成熟度高，代表生产企业为特斯拉、三星SDI、LG新能源。软包电芯安全性好、能量密度高，但是工艺难度大、产线效率较低，因此采用该路线的电芯企业较少，代表生产企业为派能科技、ATL。方形电芯最早从商用车起步，后在储能领域推广。方形电芯单体容量相对灵活，故而在各种储能场景均有应用；而圆柱电芯、软包电芯单体容量相对有限，故主要应用于户用储能和便携式储能市场中。
按照带电量来区分，储能电芯可分20/50/100/200/280Ah等多种型号。电源侧/电网侧储能、工商业储能方面，多采用200Ah以上大电芯产品：1）成本更低：相同容量下，电芯数量减少、PACK零部件减少，成本得到进一步优化。2）大电芯在后端集成领域装配工艺简化度高。3）BMS管理更容易：串并联电芯数量减少，BMS的数据采集和监控精度实现提升。户用储能及便携式储能方面，多采用10-100Ah电芯产品，主要系：1）小电芯产品推出时间早、成熟度高。2）灵活性强：电芯单体容量小，能够提高电池与其他零部件的适配性和灵活性，模组形态和带电量也更加多样化。3）优化放电效率：电芯数量多能够通过串联提升系统电压，降低电流，降低对系统的干扰程度，提升放电效率。
2022年下半年以来锂盐价格下跌，储能电芯报价稳步下行。2022年电芯的成本结构中，原材料成本占比达到87.3%，制造人工成本占比为12.7%。而在原材料成本中，正极成本占比超50%。2022年以来，锂盐价格下跌带动正极价格快速下行，从而推动储能电芯报价进入下行通道。从磷酸铁锂正极和电解液来估算，碳酸锂下跌10万元/吨，对应电芯成本下降约0.06-0.065元/wh。
电芯是能量存储设备，产品设计与应用场景需匹配
储能电芯是储能系统的核心设备，主要利用化学反应进行能量存储。在电化学储能领域，锂电池是最主要的储能技术，除此以外铅酸电池、液流电池、钠电池也有所应用。2021年全球电化学储能新增装机规模达到7.54GWh，同比+96%；其中锂电池项目的功率占比达到了93.9%。2023年初，磷酸铁锂储能系统成本中电芯占比约为65%左右。
储能电芯走向专用化，头部企业份额稳固
专业评论
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近年来，储能电芯市场高速增长。根据SNEReasearch数据，2022年全球储能电芯出货量达到122GWh，同比+177%。我们预计2023年全球储能锂电池需求有望达到256GWh，同比+110%；2026年需求有望达到1066GWh，2022-2026年年均复合增速为72%。
电芯企业主要客户为系统集成商，下游竞争格局相对分散。系统设计、设备集成、控制策略制定、品牌、质保，涉及了直流侧的电池设备和交流测的变流设备，对储能系统的安全和性能发挥重要保证作用。作为直接并网的主设备，储能系统集成商行业存在较为显著的属地化特性，不同国家的市场主体以当地企业为主，难以形成全球供给格局。储能集成企业主要是将外采或自产的核心组件进行系统集成，以满足终端客户的实际需求。储能集成环节的核心竞争要素在于：1）技术：储能集成是系统性工程，既要实现核心硬件的适配，又要搭配算法以及对电网的交互，并且要充分保障产品安全、稳定，对企业综合能力有较高要求。2）成本：国内项目对于成本要求较高，海外项目成本敏感性相对较低。3）渠道：表前储能项目业主资源相对集中，户储本土安装商和渠道商掌握众多资源，故而集成商需与相关渠道密切合作。在表前储能市场方面，下游多以大型电力企业为主，未来集成企业有望走向相对集中。2021年全球前三大表前储能与工商业储能系统集成商分别为Fluence/Tesla/NECEnergy，市占率分别为11/8/8%。2021年国内市场中，储能系统出货量排名前三的分别为阳光电源、比亚迪与海博思创。
在户用储能市场方面，终端需求多样化、渠道分散，本土企业在当地优势显著，因而集成企业呈现百花齐放的竞争格局。2021年全球前三大户储系统集成商分别为Tesla/派能科技/比亚迪，市占率分别为18/14/11%。
储能电池出货量高增，龙头企业份额稳固，国内企业快速崛起。根据SNEResearch数据，2022年全球储能电池出货量为122GWh，同比+175%；其中宁德时代出货53GWh，同比+212%，市占率达到43.4%；比亚迪出货14GWh，同比+211%，市占率达到11.5%。国内企业如亿纬锂能、瑞浦兰钧、鹏辉能源等份额快速提升，LG新能源、三星SDI等海外企业份额下降明显。电池制造商：目前以锂电池为主，未来将有更多钠电池制造企业加入。电池是高密度能量载体，同时占系统成本最大。电池的安全性，即对热失控的管理，以及循环寿命直接决定了储能系统的经济性。因此目前电池环节也是储能行业价值量最大，技术壁垒和技术溢价最显著的环节。该环节应用在直流侧，同时成本占比较高，未来希望在全球市场占据主导地位。目前储能电池行业头部企业份额相对集中、二线电池厂份额相对均衡。2022年全球储能电芯CR1达到43.4%，同比+5.1pct；CR5达到77.5%，同比-10.4pct。同时，瑞浦兰钧、鹏辉能源、国轩高科等国内企业份额呈现持续增长态势。
从应用场景来看，根据高工锂电数据，2022年中国表前储能与工商业储能锂电池企业出货量排名前5位的分别为宁德时代/瑞浦兰钧/亿纬锂能/比亚迪/海辰储能；户用储能锂电池企业出货量排名前四位的分别为宁德时代/鹏辉能源/比亚迪/亿纬锂能/瑞浦兰钧。
市场：性能要求多样化，客户竞争格局相对分散
电芯企业主要客户为系统集成商，下游竞争格局相对分散。系统设计、设备集成、控制策略制定、品牌、质保，涉及了直流侧的电池设备和交流测的变流设备，对储能系统的安全和性能发挥重要保证作用。作为直接并网的主设备，储能系统集成商行业存在较为显著的属地化特性，不同国家的市场主体以当地企业为主，难以形成全球供给格局。储能集成企业主要是将外采或自产的核心组件进行系统集成，以满足终端客户的实际需求。储能集成环节的核心竞争要素在于：1）技术：储能集成是系统性工程，既要实现核心硬件的适配，又要搭配算法以及对电网的交互，并且要充分保障产品安全、稳定，对企业综合能力有较高要求。2）成本：国内项目对于成本要求较高，海外项目成本敏感性相对较低。3）渠道：表前储能项目业主资源相对集中，户储本土安装商和渠道商掌握众多资源，故而集成商需与相关渠道密切合作。在表前储能市场方面，下游多以大型电力企业为主，未来集成企业有望走向相对集中。2021年全球前三大表前储能与工商业储能系统集成商分别为Fluence/Tesla/NECEnergy，市占率分别为11/8/8%。2021年国内市场中，储能系统出货量排名前三的分别为阳光电源、比亚迪与海博思创。
在户用储能市场方面，终端需求多样化、渠道分散，本土企业在当地优势显著，因而集成企业呈现百花齐放的竞争格局。2021年全球前三大户储系统集成商分别为Tesla/派能科技/比亚迪，市占率分别为18/14/11%。
地化特性，不同国家的市场主体以当地企业为主，难以形成全球供给格局。储能集成企业主要是将外采或自产的核心组件进行系统集成，以满足终端客户的实际需求。储能集成环节的核心竞争要素在于：1）技术：储能集成是系统性工程，既要实现核心硬件的适配，又要搭配算法以及对电网的交互，并且要充分保障产品安全、稳定，对企业综合能力有较高要求。2）成本：国内项目对于成本要求较高，海外项目成本敏感性相对较低。3）渠道：表前储能项目业主资源相对集中，户储本土安装商和渠道商掌握众多资源，故而集成商需与相关渠道密切合作。在表前储能市场方面，下游多以大型电力企业为主，未来集成企业有望走向相对集中。2021年全球前三大表前储能与工商业储能系统集成商分别为Fluence/Tesla/NECEnergy，市占率分别为11/8/8%。2021年国内市场中，储能系统出货量排名前三的分别为阳光电源、比亚迪与海博思创。
在户用储能市场方面，终端需求多样化、渠道分散，本土企业在当地优势显著，因而集成企业呈现百花齐放的竞争格局。2021年全球前三大户储系统集成商分别为Tesla/派能科技/比亚迪，市占率分别为18/14/11%。
竞争格局：龙头企业份额稳固，国内企业加速崛起
储能电芯行业的核心壁垒在于：
1）认证壁垒：行业具有准入门槛，且客户进行产品验证需要较长周期。储能电芯领域尚未有全球统一的标准，而各国针对电芯的电气安全、性能等方面均有其特有的认证标准，如美国UL、欧盟CE等。电芯企业只有获得相应地区的产品认证，才能够获得细分市场的准入资格。此外，在获得市场准入认证后，电芯厂还需要对集成商等客户进行产品认证，认证周期在3-12个月以上不等。
2）渠道壁垒：集中商资源相对集中，话语权强。表前储能市场方面，下游客户资源相对集中，绑定头部客户（如阳光电源/天合光能/Fluence/Tesla等）的电芯企业有望获得较高份额。户用储能市场方面，终端家庭用户数量多且没有自主安装能力，需要依托当地经销商和安装商提供安装及售后服务，这就需要电池及系统厂商与目标市场安装商、经销商建立合作关系，渠道进入壁垒高。
3）技术壁垒：安全/稳定/一致等性能要求高，户用电芯定制化属性强。表前储能市场中，终端客户的电芯使用寿命长，对于电芯的稳定性、一致性、安全性要求较高，对厂商提出较高要求。户用储能市场中，产品除了需要兼顾稳定性、一致性和安全性等特点以外，因其具有较强的消费属性，C端客户对于温度工作范围、倍率性能、循环寿命等具有多样化需求，因此要求电池厂具有全方位的定制化服务能力。
近年来，储能电芯行业出现：结构性供应紧张、表前储能电芯大型化、新技术加速发展等趋势。1)表前储能电芯走向大型化。大电芯成本更低、BMS管理精度更高、装配简化程度更高；因此大型化逐步成为表前储能行业的重要发展趋势。众多电芯厂纷纷布局并量产280Ah电芯，同时鹏辉能源推出了320Ah电芯、亿纬锂能推出560Ah电芯，持续推进电芯容量提升。
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域尚未有全球统一的标准，而各国针对电芯的电气安全、性能等方面均有其特有的认证标准，如美国UL、欧盟CE等。电芯企业只有获得相应地区的产品认证，才能够获得细分市场的准入资格。此外，在获得市场准入认证后，电芯厂还需要对集成商等客户进行产品认证，认证周期在3-12个月以上不等。
2）渠道壁垒：集中商资源相对集中，话语权强。表前储能市场方面，下游客户资源相对集中，绑定头部客户（如阳光电源/天合光能/Fluence/Tesla等）的电芯企业有望获得较高份额。户用储能市场方面，终端家庭用户数量多且没有自主安装能力，需要依托当地经销商和安装商提供安装及售后服务，这就需要电池及系统厂商与目标市场安装商、经销商建立合作关系，渠道进入壁垒高。
3）技术壁垒：安全/稳定/一致等性能要求高，户用电芯定制化属性强。表前储能市场中，终端客户的电芯使用寿命长，对于电芯的稳定性、一致性、安全性要求较高，对厂商提出较高要求。户用储能市场中，产品除了需要兼顾稳定性、一致性和安全性等特点以外，因其具有较强的消费属性，C端客户对于温度工作范围、倍率性能、循环寿命等具有多样化需求，因此要求电池厂具有全方位的定制化服务能力。
近年来，储能电芯行业出现：结构性供应紧张、表前储能电芯大型化、新技术加速发展等趋势。
1)表前储能电芯走向大型化。大电芯成本更低、BMS管理精度更高、装配简化程度更高；因此大型化逐步成为表前储能行业的重要发展趋势。众多电芯厂纷纷布局并量产280Ah电芯，同时鹏辉能源推出了320Ah电芯、亿纬锂能推出560Ah电芯，持续推进电芯容量提升。
2)优质产能相对紧缺，各类电池企业纷纷加速布局储能环节，2023年开始产能迎来高速释放期。表前储能市场来看，项目招标普遍要求单体容量在280Ah以上的电芯，2022下半年以来供应偏紧；户用储能市场方面，50-100Ah相关旧产线的产品在循环寿命、温度适应范围等方面仍需改进，在2022年出现优质产能供应相对紧张的态势。在储能市场高速增长且行业公司表现出优异盈利能力的背景下，各类电池企业纷纷加速储能环节布局。例如：消费电池龙头企业珠海冠宇已建成2.5GWh动力储能电池产线、并向户储客户实现批量供货；二轮车电池龙头企业天能股份已建成约4GWh储能电芯产能，另外两家铅酸电池头部企业南都电源和雄韬股份也在积极建设锂电产能；电动工具电池企业蔚蓝锂芯、海四达电池（普利特）亦积极推进储能业务布局。
3)大圆柱在储能领域有望实现快速应用。大圆柱电芯凭借高生产效率、高安全性、较低生产成本等优势，有望在户储领域实现快速渗透。鹏辉能源40系列大圆柱已向便携式储能客户出货、并在户储客户积极验证；亿纬锂能40系列大圆柱已实现批量供应；海辰储能大圆柱户储电芯产线2022年实现投产。
短期来看，碳酸锂价格自2022年11月近60万元/吨一路下行，已跌至27万元/吨左右，电池的单位成本有望降低约0.2元/Wh。在表前储能市场，项目多采用招中标制度，价格调整较慢，因而锂盐降价有望增厚相关电芯企业盈利水平；在户用储能市场，终端客户成本敏感度较差，成本传导存在更长的时滞，相关电芯企业有望受益。长期来看，龙头企业凭借规模、产品性能和先发布局的渠道优势，有望保持份额稳固；而未来在大规格电芯、钠电池等方向具有技术差异性并且渠道布局持续加速的企业，有望获取份额提升的机会。
钠电池：成本低、低温性能优的新型储能技术
钠电池性能优异突出，有望在储能领域快速发展
钠离子电池由来已久，与锂离子电池原理相同。钠离子电池最早由ARMAND团队于20世纪80年代提出，在90年代经过产业化推广得到技术应用。从材料体系来看，除了隔膜以外，钠电池与锂电池在其他各材料组分均有明显差异，特别是正极和负极材料变化明显。生产工艺方面，钠电池生产工艺同锂电池类似。
钠离子电池优势主要在于：1）资源丰富且分布均匀：钠元素在地壳中丰度为2.3%，位居所有元素第六位，显著高于锂元素的0.0017%。钠元素以盐的形式广泛存于陆地与海洋中，获取便捷度高。
原料降价优化盈利，渠道、产品力决定竞争格局
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2）钠离子电池成本低：纯碱价格仅为0.25-0.3万元/吨，碳酸锂价格为30万元/吨，原料价格更为低廉。同时，铝箔替代铜箔等也能降低电芯整体成本。假设碳酸锂价格分别为15/20/30万元/吨时，我们测算得到磷酸铁锂电芯的材料成本分别为0.38/0.43/0.50元/Wh。
我们假设：
1）钠电池量产初期：层状氧化物价格为7万元/吨，负极价格为8万元/吨，电解液价格为15万元/吨；
2）成熟期：层状氧化物价格为5万元/吨，聚阴离子价格为3万元/吨，负极价格为4.5万元/吨，电解液价格为4万元/吨。由此测算得到，钠电池量产初期层状氧化物体系电池的材料成本为0.60元/Wh，成熟期层状氧化物/聚阴离子体系电池的材料成本为0.34/0.30元/Wh。
3）低温性能好：钠离子电池正常工作温度范围在-40℃-80℃，部分产品在-20℃下容量保持率能够达到88%，显著优于磷酸铁锂60-70%左右的容量保持率。4）安全性高：钠离子电池经历短路、针刺、挤压等测试后，无起火、无爆炸。钠离子电池无过放电情况，正极可以放电至0V而不影响后续使用，进而使得电池在储存运输过程中更具安全性。
钠离子电池按照正极材料的不同，可区分为氧化物类（层状结构和隧道结构）、普鲁士蓝类、氟化磷酸盐类、磷酸盐类、硫酸盐类等，其中层状氧化物、聚阴离子类以及普鲁士蓝类是主流的三种正极路线。三种方案各有优劣，预计短期内技术路线仍呈多样化发展态势。
层状氧化物（锰酸铁钠、钛酸铁纳等）结构与锂电池三元材料构型相似，具有优异的能量密度优势，但循环寿命略差；普鲁士蓝类化合物优势在于成本低，不足在于导电性差、循环寿命差；聚阴离子型构型循环寿命突出、电压高，但是比容量低、且部分构型里添加了钒元素成本高。
钠电池有望在储能、二轮车、低速电动车、特种车辆等领域实现快速应用。在储能市场方面，钠电池成本低、安全性高、低温性能优异，层状氧化物体系钠电池具有较优异的能量密度、聚阴离子体系钠电池具有突出的循环寿命，因而能够有效契合表前储能和户用储能市场的需求。在二轮车方面，钠电池有望凭借成本低、低温性能优等特点替代锂电池或部分铅酸电池的份额。在特种车辆方面，钠电池成本低，且能量密度较锂离子相对较低，使得其能够在某些场景中发挥配重功能。钠电池产业化加速推进，千亿市场未来可期。我们预计2023年全球钠离子电池市场需求有望达到4.5GWh，2026年需求有望达到71.6GWh，2023-2026年年均复合增速达到152%。
正极可以放电至0V而不影响后续使用，进而使得电池在储存运输过程中更具安全性。
钠离子电池按照正极材料的不同，可区分为氧化物类（层状结构和隧道结构）、普鲁士蓝类、氟化磷酸盐类、磷酸盐类、硫酸盐类等，其中层状氧化物、聚阴离子类以及普鲁士蓝类是主流的三种正极路线。三种方案各有优劣，预计短期内技术路线仍呈多样化发展态势。
层状氧化物（锰酸铁钠、钛酸铁纳等）结构与锂电池三元材料构型相似，具有优异的能量密度优势，但循环寿命略差；普鲁士蓝类化合物优势在于成本低，不足在于导电性差、循环寿命差；聚阴离子型构型循环寿命突出、电压高，但是比容量低、且部分构型里添加了钒元素成本高。
钠电池有望在储能、二轮车、低速电动车、特种车辆等领域实现快速应用。在储能市场方面，钠电池成本低、安全性高、低温性能优异，层状氧化物体系钠电池具有较优异的能量密度、聚阴离子体系钠电池具有突出的循环寿命，因而能够有效契合表前储能和户用储能市场的需求。在二轮车方面，钠电池有望凭借成本低、低温性能优等特点替代锂电池或部分铅酸电池的份额。在特种车辆方面，钠电池成本低，且能量密度较锂离子相对较低，使得其能够在某些场景中发挥配重功能。钠电池产业化加速推进，千亿市场未来可期。我们预计2023年全球钠离子电池市场需求有望达到4.5GWh，2026年需求有望达到71.6GWh，2023-2026年年均复合增速达到152%。
钠离子电池优势主要在于：
1）资源丰富且分布均匀：钠元素在地壳中丰度为2.3%，位居所有元素第六位，显著高于锂元素的0.0017%。钠元素以盐的形式广泛存于陆地与海洋中，获取便捷度高。
钠电池有望在储能、二轮车、低速电动车、特种车辆等领域实现快速应用。在储能市场方面，钠电池成本低、安全性高、低温性能优异，层状氧化物体系钠电池具有较优异的能量密度、聚阴离子体系钠电池具有突出的循环寿命，因而能够有效契合表前储能和户用储能市场的需求。在二轮车方面，钠电池有望凭借成本低、低温性能优等特点替代锂电池或部分铅酸电池的份额。在特种车辆方面，钠电池成本低，且能量密度较锂离子相对较低，使得其能够在某些场景中发挥配重功能。钠电池产业化加速推进，千亿市场未来可期。我们预计2023年全球钠离子电池市场需求有望达到4.5GWh，2026年需求有望达到71.6GWh，2023-2026年年均复合增速达到152%。
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会展信息
时间：2023年05月24日-05月26日
地点：中国·上海新国际博览中心
主办单位：亚洲光伏产业协会（APVIA）、中国可再生能源学会（CRES）、中国循环经济协会可再生能源专业委员会（CREIA）、上海市经济团体联合会（SFEO）、上海科技开发交流中心（SSTDEC）、上海新能源行业协会（SNEIA）。
会议简介： “SNEC光伏大会暨(上海)展览会”从2007年第一届的1.5万平方米，发展到2021年的20万平方米，来自全球95个国家和地区共1600多家企业参展，其中国际展商比例占30%，已经成为在中国、在亚州、在全球最具影响力的国际化、专业化、规模化的光伏盛会。
SNEC光伏展览会展出内容包括：光伏生产设备、材料、光伏电池、光伏应用产品和组件，以及光伏工程及系统、储能、移动能源等，涵盖了光伏产业链的各个环节。
SNEC论坛形式涉及光伏产业未来市场趋势分析、合作发展策略、各国政策导向、行业最前沿技术、光伏金融等，是向业界展示成果的机会。同期大会会议形式多样，内容丰富。除“大会开幕式&主题论坛”、“全球绿色能源领袖对话”、“全球光伏前沿技术大会”、“全球绿色能源与光伏金融峰会”等活动外，还有“石墨烯前沿应用技术高峰论坛”与“能源互联网技术与应用高峰论坛”等专注应用市场的研讨会。大会将为“政、产、学、研、金”各界创造一个国际化、专业化的合作交流与协同创新的机会。同期还有国际储能与氢能及燃料电池技术大会。
（2023）SNEC光伏大会暨(上海)展览会
会展信息
EXHIBITION INFORMATION
锂电池企业纷纷加码钠电池布局，并推出对应产品服务储能场景。2021年7月，宁德时代发布首款钠电池产品，预计2023年实现产品产业化。2022年12月，亿纬锂能发布40系列大圆柱钠电池，首代产品能量密度超135Wh/kg，循环寿命超2500次。2022年12月，孚能科技发布两款钠电池产品，其中针对储能市场推出的产品，能量密度超130Wh/kg，循环寿命有望超1万次。
新兴企业与部分上市公司跨界布局钠电池，加速推进产业化进展。2022年7月，中科海钠·阜阳全球首条1GWh钠电池生产线建成。2022年10月，传艺科技钠电中试线正式投产，中试产品能量密度超157Wh/kg，-20℃容量保持率做到93%以上；目前一期4.5GWh产能正建设中，预计2023H1投产。此外，华阳股份、同兴环保、科翔股份、普路通等上市公司，纷纷跨界布局钠电池产业，寻求新的业绩增长点。
电芯厂加速布局，钠电池产业化持续推进
做精做优新能源新材料产业
推进产业延链补链强链
邮箱：hycydt123@163.com
地址：山西省阳泉市矿区桃北西街2号
编辑
杨波
穆文涛
耿安英
副主任
刘景利 潘卫平
主 编
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