3C数码软包锂电池用铝塑膜产业发展行动建议

3C数码软包锂电池用铝塑膜产业发展行动建议

针对负荷跟踪、系统调频、惯量支撑、爬坡、无功支持及机械能回收等秒级和分钟级应用需求，推动短时高频储能技术示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。新型储能基本原则（一）统筹规划，因地制宜强化顶层设计，突出科学引领作用，加强与能源相关规划衔接，统筹新型储能产业上下游发展。针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局。（二）创新引领，示范先行以揭榜挂帅等方式加强关键技术装备研发，分类开展示范应用。加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。（三）市场主导，有序发展明确新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种，健全配套市场规则和监督规范，推动新型储能有序发展。（四）立足安全，规范管理加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。推进国际合作，提升新型储能竞争优势深入推进新型储能领域国际能源合作，完善合作机制，搭建合作平台，拓展合作领域，实现新型储能技术和产业的高质量引进来和高水平走出去。（一）完善国际合作机制按照优势互补、互利共赢的原则，充分发挥双边能源合作机制作用，强化与世界银行等国际金融机构合作，搭建新型储能国际合作平台，推进与重点国家新型储能领域合作。（二）推动技术和产业国际合作在新型储能前沿领域开展科技研发国际合作，加强国际技术交流和信息共享，探索先进技术引进、产业链供应链合作的共赢机制，研究国内外企业合作新模式，推动国内先进储能技术、标准、装备走出去。健全技术创新体系加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系，强化新型储能研发创新平台的跟踪和管理。支持相关企业、科研机构、高等院校等持续开展新型储能技术创新、应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的研究工作，加强对新型储能行业发展的科学决策支撑。铝塑膜行业的发展概况及市场规模铝塑膜主要应用于软包锂电池的电芯封装，其在阻隔性、冲深、耐穿刺、耐电解液和绝缘性等方面均有严格要求，已被广泛应用于动力、3C数码、储能等软包锂电池电芯的生产中。相较于圆柱形锂电池与方形锂电池采用铝壳或钢壳，铝塑膜作为外包装材质更轻，且软包锂电池采用叠片工艺使得电池结构更紧密，同等规格尺寸下软包锂电池的容量较钢壳电池容量高40-50%，较铝壳电池高20-30%，是锂电池朝着轻量化、小体积发展的关键材料。整体来看，铝塑膜行业目前处于供不应求状态，市场核心驱动力是软包锂电池出货量的快速增长，未来增量将主要源于动力及储能等领域。据EVTank数据，2016年全球软包电池出货量为45．20GWh，到2020年上升至107．70GWh，复合增长率达到24．24%，保持较高的增速。作为锂电池的产销大国，锂电池材料的国产化对我国至关重要：正极、负极、隔膜和电解液四大核心锂电池原材料于2017年的国产化率达到90%以上，基本完成了进口替代；而同样作为主要锂电池材料之一的铝塑膜，其市场和技术长期被日韩等少数企业垄断，国内市场对海外产品的进口依赖度高。竞争格局来看，根据EVTank数据显示，2020年全球铝塑膜市场中，日本DNP的市场占有率为50%，昭和电工的市场占有率为12%，两者合计达到了62%，市场优势地位明显。近年来，随着铝塑膜需求日益增大，越来越多的国内企业开始着手布局铝塑膜行业，并逐渐在铝塑膜技术上取得进展与突破，部分国产铝塑膜的性能和可靠性也已经达到与进口产品相当的水平，实现了批量生产。在巨大的降本压力下，软包电池厂商开始尝试具备较大价格优势的国产铝塑膜产品。根据EVTank统计数据，2020年全球铝塑膜出货量达到2．4亿平米，较2019年增长23．7%，若按照22元/平米测算，整体铝塑膜市场规模达到52．8亿元。根据EVTank预测，到2025年，铝塑膜市场规模将达到133．2亿元，复合增长率达到20．33%，整体呈现快速增长趋势。合理疏导新型储能成本（一）加大新能源+储能支持力度在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。（二）完善电网侧储能价格疏导机制以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。（三）完善鼓励用户侧储能发展的价格机制加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。拓展新型储能商业模式（一）探索推广共享储能模式鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能一站多用的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。（二）研究开展储能聚合应用鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。（三）创新投资运营模式鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。完善体制机制，加快新型储能市场化步伐加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。创新新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。推动新型储能参与各类电力市场。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善按效果付费的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。加大力度发展电源侧新型储能（一）推动系统友好型新能源电站建设在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量和十四五新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过风光水火储一体化多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。（二）促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。（三）促进大规模海上风电开发消纳结合广东、福建、江苏、浙江、山