6月6日，据Mysteel碳酸锂价格行情，电池级碳酸锂（品位：Li2CO3≥99.5%）中间价为311000元/吨，当日上涨2500元/吨，自4月24低点179000元/吨短短一个多月反弹74%！
2020年11月，电池级碳酸锂价格开启了疯涨模式，从4万多元一吨一路狂飙，到去年11月一度超过60万元/吨，在下游动力电池与储能电池的旺盛需求下，锂价涨声不停。
然而，2022年底新能源补贴政策调整，叠加春节因素，2023年1月全国新能源乘用车市场有所调整，始于1月特斯拉的车企降价潮愈演愈烈，比亚迪等龙头车企跟进，到了3 月，整车价格战白热化。车市价格战加速锂电左侧探底，到今年4月下旬，电池级碳酸锂价格已跌破18万元/吨。
远景动力技术有限公司执行董事、中国区总裁赵卫军此前分析称，碳酸锂价格之所以会“大起大落”，前期是因为“盐湖提锂”技术发展初期，各方不能确定前景，导致其价格处于低位；中期是由于在市场需求刺激下，各方资本进入炒作，导致碳酸锂价格迅速蹿升；后期则是随着产能周期性的释放，碳酸锂也同样回归了商业本质，价格逐步理性。
中国科学院院士欧阳明高认为，全球锂资源供给没有问题，如果按锂当量来算，可开采储量接近1亿吨，足够70多亿辆车的使用。
深度探底后，随着价格战热度消退、上海车展顺利举办助力车市于4月企稳修复，碳酸锂也快速反弹。短期内预计锂盐价格或将稳中上探运行。短期，矿端紧缺叠加终端需求预期乐观，碳酸锂价格易涨难跌,中期，高利润刺激矿山产量增长，供需向过剩转化。目前锂盐厂给出35万元/吨的出货心理价位，预计会成为碳酸锂的关键阻力位。
从2022年新增储能装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位。
锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，目前主流产品正极常用镍锰钴三元材料或磷酸铁锂，负极多为石墨等碳素材料。锂离子电池具有能量密度大、没有记忆效应、充放电快速、响应速度快、配置灵活、建设周期短等优点，广泛应用于风电光伏等新能源发电侧、电网侧、用户侧储能项目。
磷酸铁锂电池能量密度比三元材料低，同样成本也较低。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受青睐。紧随碳酸锂反弹，储能型磷酸铁锂的价格于5月12日开启涨势，不到一个月时间，已从6.8万元/吨的低点涨至当前的9万元/吨，涨幅超过32%，如图：
磷酸铁锂生产成本维持在高位，在利润驱动下或将继续上调报价。
储能电池主要由电池管理系统（BMS）和电芯构成，其中，BMS 负责电池的检测、评估、保护、均衡以及通信等功能，电芯负责能量存储。据储能行业人士近日介绍，电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%-60%。
根据测算，在其余环节价值量不变的前提下，碳酸锂价格每下降5万元/吨，对应到储能EPC成本降幅为0.02元/wh。以碳酸锂价格从50万元/吨下降到25万元/吨为例，对应储能EPC成本下降0.1元/wh，带来储能系统经济性IRR提升4-5%。以此推算，近期电池级碳酸锂大幅反弹后，EPC成本上升0.05元/wh左右。
在碳酸锂反弹前，曾有投资者问科陆电子（002121）：碳酸锂价格跌破20万/吨 ，对公司目前储能业务发展影响正面吗？对此，公司表示：“碳酸锂价格的下跌会降低电芯采购成本，刺激终端市场需求，推动行业快速发展，公司储能业务也将受益于市场的长期发展。”
那么，随着碳酸锂反弹，储能快速发展的局面是否将改变？
2022年，碳酸锂价格暴涨，根据 SNE Research 统计，2022 年全球储能电池出货量 122.2GWh，同比增长 175.2%。因为风电、光伏装机增长及补贴政策驱动带来电化学储能需求快速增加。
2022年宁德时代全球储能电池出货量市占率为43.4%，较去年同期提升5.1 个百分点，连续两年排名全球第一。年报数据显示，虽然宁德时代储能电池系统营业收入同比增长2.3倍至450亿元，但毛利率却下降了11.51个百分点至17.01%。公司坦言：以碳酸锂为代表的原材料价格大幅上涨，对成本形成较大压力。
因此，以2022年的情况看，即便碳酸锂暴涨，制造商毛利率大幅降低，但全球出货量仍然增长了1.75倍。2022年，电池级碳酸锂全年平均价格约47 万元/吨，而目前31万多的价格，还是有明显差距，因此，有理由相信，目前反弹后的碳酸锂价格不足以对储能爆发产生明显抑制作用。此为其一。
其二，政策层面日益加码。
近日，国家能源局组织发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，《蓝皮书》指出要加强储能规模化布局应用体系建设：积极推动多时间尺度储能规模化应用、多种类型储能协同运行。新型储能是构建新型电力系统的关键环节。新型储能在电力系统中可发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、保障电网运行安全等重要作用，通过储能的规模化应用，电力系统由传统源随荷动向源网荷储融合互动转变，从而实现安全、绿色、高效三个发展目标的统筹协调。
源网荷各侧新型储能应用场景
数日前即5月底，西藏自治区发改委印发《2023 年风电、光伏发电等新能源项目开发建设方案》，这是全国首个强制要求加装构网型储能系统的地方政策。当前国内储能系统采用跟网型储能为主，随着可再生能源高比例并网，跟网型储能系统抗扰动的能力可能不足。构网型储能是一种较为前沿的路线，采用虚拟同步发电机技术，复制同步电机的行为和性能，相当于在系统中多增加了“火电机组”，可以为电网提供支撑，大幅提高系统运行的稳定性。
近年来，在各国碳减排目标引领下，以光伏、风电等为代表的绿色能源发电装机容量陆续高速增长。储能系统作为解决风光发电间歇性、波动性，增强电力系统安全性和灵活性的必备手段，在其安全性、经济性不断提升的情况下，市场发展潜力巨大。国内市场，各个省份持续推行风光配储政策，并逐步明确储能成本补偿机制，通过共享租赁、容量补偿、参与电力市场交易等形式提升储能电站收益。
其三，随着电力市场化改革的不断推进，峰谷电价差有望继续拉大，峰谷电价差是工商业储能的主要收益来源，这将推动工商业储能市场的加速发展。例如，国网浙江发布2023年6月代理工商业用户购电价格信息，2023年6月尖峰电价高达1.7107元/度，高峰电价1.4288元/度，低谷电价：0.4568元/度，峰谷价差：1.2539元/度。储能套利空间大！又如，自2023年6月1日起四川省分时电价机制调整，上午峰段从1小时增加到2小时，使储能项目可以两充两放，大幅提升储能投资收益、缩短投资回收周期，尖峰时段从之前的2个月延长至4个月，显著提高平均电价差，提高储能收益。
