锂电芯剖面图（储能痛芯）

21世纪经济报道记者费心懿 上海报道 储能行业或正面临缺“芯”的挑战，下面我们就来说一说关于锂电芯剖面图?我们一起去了解并探讨一下这个问题吧!

锂电芯剖面图

21世纪经济报道记者费心懿 上海报道 储能行业或正面临缺“芯”的挑战。

10月18日以来，“储能企业暂停接单”的消息开始在市场上发酵。21世纪经济报道记者致电产业链上下游多家上市公司，均表示“目前市场电芯的供应情况确实比较紧张”。

今年下半年以来，储能电站装机需求较上半年愈发旺盛，但电芯涨价和供应瓶颈正“袭击”高增长的储能产业。

而令储能产业痛“芯”不已的，既有因动力电池需求加速增长挤占储能电池供给、电池企业对储能市场预判不足的“外扰”；也有电池产能放量尚需渡过周期、商业模式缺乏经济性影响装机积极性的“内忧”。

电芯供应现缺口

10月18日，“储能企业暂停接单”的消息开始在市场上发酵。受此消息影响，10月19日，储能指数（884790.WI）、动力电池指数（884963.WI）在三大指数低开低走的情况下逆势上涨。截至当天收盘分别上涨1.26%和1.68%，板块内包括德赛电池（000049.SZ）、蔚蓝锂芯（002245.SZ）、金龙羽（002882.SZ）、世嘉科技（002796.SZ）等在内的多股涨停封板。

21世纪经济报道记者致电亿纬锂能（300014.SZ），相关人士回复称，因三季报披露期不便回应市场消息，但他肯定了当前储能行业较为景气。“便携式储能第一股”华宝新能（301327.SZ）则火速在投资者互动平台上回应称，“公司上游供应链稳定，生产经营情况正常。”

有储能行业分析师向记者指出，在储能电芯层面，各家供应都比较紧张，但电芯主要厂家不存在不接单的情况，接单仍在进行，但价格会上涨。

他表示，不接单的角色更多是项目EPC方或者纯粹的系统集成厂商。他们之前在投标时投了较低的价格，可能因为其没有预测到后续价格上涨，甚至预判第四季度价格会下降，但是这种情况没有发生。如果按照这个价格去做集成的话，按EPC方或者投资方签的供货协议一定是亏损的，在这种“上下夹击”的情况下毛利率基本为0，因此不接单是正常的。

“对于那些有稳定供货关系的下游企业来说，单子不少，也在按期输出。”“储能企业手上的单子还可以做一阵子。”多名从业人士、行业研究者告诉21世纪经济报道记者。

21世纪经济报道记者以投资者身份致电某动力电池上市公司时，其董秘表示，“目前市场电芯的供应情况确实比较紧张，我们的电芯也是从外面采购。在执行电芯采购订单的过程中确实会碰到供应缺口，导致无法交付的问题。”

事实上，由于储能电芯供给不饱和，储能产业链也出现了产能“虚火”。储能行业的研究人士对21世纪经济报道记者指出，“实际上我们了解到，产业链上企业产能利用率并不太高，除了温控环节还可以，其他方面皆一般。”

调整错配需周期

为何高增长的储能行业也面临开工率不足和电芯紧俏的场面？

盖因动力电池需求加速增长挤占了储能电池供给。当锂电池企业不遗余力地投入一场产能扩张竞赛时，投产周期便成为横亘在彼此面前的一道阻碍。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇告诉21世纪经济报道记者，一方面，上游材料产能没有与动力电池增长需求同步发展，上游产能释放需要一定时间，导致动力电池规划产能庞大，实际产能没有满足市场需求；另一方面，电池产能都是谨慎扩产，尤其是二三线动力电池企业扩产需要提前支付定金购买上游材料，现金流压力比较大。

而第二重阻碍是，当前为储能企业提供锂电池并非电池厂商出货的优先选择。

“电池企业对储能市场预判不足，产能多数以供应动力市场为主。”刘勇指出，“储能市场目前还没有达到大规模发展阶段，上半年并网投运的新型储能项目接近1GW，与动力电池市场相比，产能需求并不高。今年储能项目招标、规划、拟在建项目不少，但在商业模式没有确定之前，电池企业暂时不能预判每年实际需求产能，所以谨慎扩产。”

同时，今年以来，新能源汽车市场快速增长，高于2021年市场预期，拉动动力电池需求急剧增长。

中国科学院院士欧阳明高曾在2022年中国电动汽车百人会论坛上表示，我国电池产能在2023年可能达到1500GWh，2025年可能达到3000GWh，电池出货量2025年预计会达到1200GWh。

而结合上游原材料供给和下游对应需求的规模，当前电池厂的规划产能激进扩张也引发行业担忧。欧阳明高预判，“2025年可能会出现电池产能过剩。”

不过，值得一提的是，在不少锂电龙头企业的规划中，为储能电池设置生产专线正被提上议程。

据21世纪经济报道记者的不完全统计，今年前9个月，就有26个与储能电池及动力电池生产制造有关的扩产项目公布，它们的投资额合计将超2900亿元，产能合计达820GWh。

虽然多家上市公司抛掷出百亿元动力储能电池投资项目框架时，尚未明确细化产线设置。但21世纪经济报道记者了解到，电池大厂逐渐不倾向于设置储能电池和动力电池的共用产线。

这是因为，储能电芯和动力电芯所追求的工艺和产品目标有所不同——动力电池追求高能量密度，对寿命要求不高；而储能电池追求长寿命、极高一致性，而对高功率的要求不高。所以，这两者差异化越来越大，在产线上能够共用的也越来越少。

这也意味着，无论是新建专门化的储能电池产线，还是将原有动力电池产线进行升级改造，都将需要一定的周期。

装机节奏存滞后

今年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》明确指出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。目前，已有多省发布新能源配储政策，各地配储趋势明确。储能配置比例一般为10%及以上，个别达到20%，配储时长多为2小时，个别达4小时。

从国网和南网的新型电力系统建设目标（2021年至2030年）来看，在新型储能方面，到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会编写的《2022储能产业应用研究报告》（下称《报告》）指出，考虑到新型储能安全性问题、储能价格机制滞后性、新型储能原材料紧缺等现实情况，电化学储能电站装机大概率会存在一些滞后性。

《报告》预测，到2025年电化学储能装机增量预计将达到12GW，累计装机将达到40GW，90%以上都将以锂离子电池为主。

尽管新能源发电并网“强制配储”为市场需求提供了一定的刚性条件，但在当前，储能企业对电芯涨价仍较为敏感。

一方面，上游原材料价格高企，电池级碳酸锂的市场报价屡破新高，精锂矿拍卖价格再破历史纪录；另一方面，储能发电经济性尚不明确，或有损下游装机的积极性。

以储能企业首选的280Ah电芯为例，目前大多数出货价格在1.1元以下，比上半年要高一些，在成本上已是承压。而当规模累计到MWh级、GWh级，“每Wh降低1分、2分的影响也会很大。”

而针对当下电芯紧俏是否会影响可再生能源在年末的并网情况，刘勇认为，这对绑定供货协议的项目影响不大，但临时性项目或不确定性项目抢装机时间可能会受影响。

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