高价锂反噬储能

储存能量并在必要时释放能量可能是人类历史上最伟大的发明之一。

在能源枯竭、生态恶化和空气污染的背景下，新的能源危机和储能革命迎来了历史交汇期。

根据《双碳化宣言》的目标，到2030年，我国主要可再生能源的风力发电将达到12亿千瓦以上。

到十四五末，可再生能源发电装机容量占全国电力总装机容量的一半以上，可再生能源在全社会用电增量中的比重将达到世界三分之二。

在新能源替代加速传统化石能源的历史过程中，作为一种灵活的电力调节系统，它起着不可替代的作用。它只是需要消耗新能源，调节峰值和频率，提高新能源系统的稳定性。

尽管爆发迅速，但储能行业却面临着商业模式模糊的困境。

未来锂电化学储能将被上游资源卡住，上游原材料价格将处于历史高位。

资源成本过高，难以支撑行业的大规模爆炸式增长，甚至可能演变成储能行业的巨大隐忧和风险点。

即使前景看似广阔，也只能在解决高成本的前提下实现。

可储存锂电池，高度绑定。

在2020年全球新增装机中，75.1%来自电化学存储，主要是增量。

目前，我国非石化能源仅占全国能源的15%左右，风景发电不到十分之一，核电不到5%，生物能只有2%。

但随着双碳战略的推进，可再生能源发电将逐渐成为主流，2060年火电将退出历史舞台，实现碳中和。

但风景等新能源自然不稳定，也存在需求与发电不匹配的问题。风能、风能、风能、风能、风能、太阳能等。；光伏发电，白天用电需求不大，晚上用电需求不大。

由于风光装机容量的爆炸式增长，需要更多的功耗和灵活的电网调节，因此有必要在光伏和风电场旁建立储能站。

到2020年底，全球储能装机容量为191.1GW，比去年增长3.5%；中国储能装机容量为35.6GW，比去年同期增长9.9%，远远超过全球平均增长率。

此外，到2025年，2025年，新型储能将从早期商业化向大规模发展转变，新型储能装机规模将达到3000万千瓦(30GW)以上。2030年，新能源储能将实现全面市场化发展。

在政策定势下，能源储备将爆发。国家能源局此前曾表示，到2021年底，我国新能源装机规模将超过4GW。可以说，未来四年，新能源储能将迅速扩大6.5倍，年复合增长率将达到65.49%。

据统计，2021年上半年，我国在建新能源储能项目257个，总装机容量11.8GW，分别为2020年同期的1.6倍和9倍，超过100兆瓦的大型储能项目为2020年同期的8.5倍。

在这种爆炸式增长的背后，它已经从传统的抽水蓄能发展为电化学储能。抽水蓄能作为火电、核电厂和超大型光伏电站的配套设施，已成为全球储能的绝对主力军和最成熟的储能方式。

但由于场地、位置等客观因素的限制，抽水蓄能发展缓慢。一百年后，能建好抽水蓄能站的地方不多了。

电化学储能具有良好的柔性调节特性，在电力系统中的份额迅速上升。2020年全球新装机中，75.1%来自电化学储存，主要是增量。锂电池占电化学储能的近90%。

电化学储能具有较高的能量密度和功率密度，不受地理条件的限制，具有较大的商业前景。

随着能源革命快速发展的历史转折点，传统储能已经不能承载新能源的消耗，电化学储能几乎是唯一的答案。

目前，电化学储能正在引发储能革命。

锂价格飙升。

在新能源发电成本大幅下降的情况下，由于锂价暴涨，储能成本并没有下降而是上升。

从光伏和风力发电的发展史来看，新能源革命是一场成本和效率革命。

曾经，水力是本最低的发电方式。但随着光伏技术的快速发展，光伏发电成本基本接近水电，陆上风能成本降至水能以下。

快速降低电力成本是实现大规模能源推广的重要前提。不再以补贴为盈利模式，而是光伏等新能源实现廉价上网，进入成人期，真正迎来大规模爆发的时代。

目前抽水蓄能的能耗也是如此，远低于电化学储能。抽水蓄能成本仅为0.21-0.25元/Wh，一般为磷酸铁锂和三元锂的1/4-1/5。电化学储能是一个亟待解决的问题，但还有很长的路要走。

其中，电池组占电化学储能系统成本的近70%，对储能项目影响最大。但锂电池是电化学储能的主要驱动力，其成本变化直接影响其发展过程。

在原料端，以磷酸铁锂占最大比例为例，其成本占原料端的近60%。自今年以来，价格大幅上涨，继续压缩中下游企业的利润。

截至12月23日，SMM现货报价显示，国产电池级碳酸锂现货价格为2.5万元/吨，较上一天上涨4000元/吨，连续第三个交易日上涨4000元/吨。电池组氢氧化锂价格也上涨了4000元/吨，达到2.2万元/吨。

仍处于历史高位的大幅上涨，已成为锂电池行业无法承受的负担。自2020年第二季度以来，股市最纯粹的储能目标派能科技(688063.SH)的盈利能力一路下降，而2021年前三季度毛利率大幅下降。

电动汽车迅速改写了汽车工业的格局，但需求的快速增长导致了原材料的供需失衡，即使是新能源汽车回收的旧电池原材料也不便宜。

在新能源发电成本大幅下降的情况下，由于锂价格的飙升，储能成本没有下降而是上升。在当今新能源革命的历史转折点上，高昂的成本使储能成为喉咙。

没有补贴是不可能的。

随着锂离子电池价格的大幅上涨，储能装机的需求可能会再次受到影响。

高成本启动，补贴就有了。

太阳能风力发电的初步发展离不开补贴，储能也是如此。欧洲已成为世界上最大的储能市场（派能技术85%以上的收入来自海外），这要归功于高昂的电价和家庭储能补贴。

派能科技股表现(2020年12月至今)

自2020年以来，全国各地纷纷出台将风景储存捆绑为风景储存的政策，采用量化方法对风景发电的强制性储能比例。理论上，新能源电站储能不少于10-20%，储能时间不少于1-2小时。

没有补贴，就不能进行强制性推广。目前，甘肃、浙江、新疆、西安等地已公布补贴政策，青海补贴金额为0.15元/KWh；最优惠的是，在西安，光伏储能系统每次充电高达1元。

目前，储能的动力点主要在电源端和用户端。由于技术复杂，电网侧的推广逻辑不如前两者顺利。

华泰证券对发电自用模式的测量表明，新疆IRR高补贴电价为11.36%，Xi安IRR从当地1元/kwh度电补贴中达到25.22%。但甘肃、浙江等地补贴较小，储能系数低于6%。

存储最终是一项业务，低于6%的IRR显然无法吸引投资者的注意力。目前，平价电厂配储项目IRR无法达到运营商的投资门槛，平价配储仍主要由政策驱动。

锂价上涨，硅价上涨，光储结合面临更大问题。2019年，硅、胶膜、玻璃等光伏上游原料价格大幅上涨，光伏发电成本一度上涨至4元/瓦，光伏电站投资内部收益率下降至6.5%左右，2020年为8%。

现在硅电池的价格已经松动了。如果恢复到3.4元/W的装机成本，以此为前提，按照目前储能系统的价格成本，以500MW、10%储能比例、2小时放电储能系统为例。

计算结果表明，在无蓄能条件下，可获得8.14%的IRR，显著降至6.6%；在无蓄能条件下，弃光率可降低，内部收益率为7.12%。光伏投资收益阈值均低于8%。

可此可见，我国光伏企业积极建设储能系统的动力明显不足。在能源系统成本尚未完全降低到投资盈亏平衡点的情况下，电源侧储能仍然离不开补贴，即工作不起作用。

对用户侧储能影响最大的是电价峰谷差。低充电、高峰放电、省电、峰谷差价套利是用户侧储能的主要商业模式。

在电价峰谷差高的地方，很容易推广，相反，空间不大。比如江苏等省，峰谷差可以达到0.73元/度，储能热情很高。而且有些地方可能只有0.4元/度电，配置储能的经济效益很小。

世界范围内，我国峰谷电价差一般低于50%，而国外居民电价偏高，尤其是欧洲，峰谷电价差2-3倍，用户侧储能空间巨大。海外占派能科技收入贡献的85%。

此外，欧美国家对用户的补贴也非常慷慨。德国对家庭光伏储能提供低利率贷款，甚至对早期建设成本提供30%的补贴。到2020年底，德国用户的储能容量将达到2.3GW，居世界第一。这充分说明了补贴对用户侧储能市场的拉动作用。

蓄能电池企业和动力电池企业的市场格局基本相似，没有根本区别。一般来说，新能源汽车动力电池也属于储能电池，但在应用领域可分为动力电池、消费电池和储能电池。但储能电池更注重稳定性、容量、功率密度和成本。

从以上分析可以看出，低成本、大容量、高功率、持久性构建了储能电池的市场壁垒，但商业经济影响了其推广节奏。

特别是在光储市场，储能系统的经济效益并没有激发投资者自发购买的需求。在硅锂矿价格大幅上涨的背景下，恐怕储能装机需求再次受到重创，不可能大规模推广预期。

写到最后。

两千四百多年前，亚里士多德提出了这样一个哲学理论:每个系统中都有一个最基本的命题，不能违背或消除。

EronMassk将其定义为第一性原则。他认为，人类陷入了一种固有的比较思维：性学第一原则的思想是从物理学的角度看世界，打开事物的外表，看到内在的本质，然后从本质层面上升。

储能行业就是这样。