01 儲能經濟性 ——借鑒光伏及海外儲能發展史

1.1 萬億儲能市場下電化學儲能迎來機遇

全球能源互聯網發展合作組織預測，2060 年全社會用電量將達 17 萬 億千瓦時，人均用電量達到 12700 千瓦時，清潔能源和新能源裝 機占比 將達 90%以上。隨新能源大規模接入，為克服風光電的間歇性、波動性，整個電力系統正從“源-網-荷”到“源-網-荷-儲”轉 化，儲能將成為新型電力系統的第四大基本要素。儲能目前主要集中在抽水蓄能和鋰離子電池儲能兩種形式。

1.2 海外：德國戶用光伏與儲能的發展路徑

2020年風光發電占比最高的國家包括瑞典（19%）、德國（18%）、葡萄牙（18%）、英國（17%）和芬蘭（17%）等， 歐洲平均占比在12-13%（國內的數據不足5%）。由于葡萄牙、瑞典、芬蘭裝機規模過小不具備參考意義，我們主要關注 德國和英國，其中以德國作為表后儲能裝機參考、以英國作為表前儲能裝機參考。

德國戶用光伏與儲能的發展依賴經濟性

光伏發電景氣度與政策導向高度同頻，對補貼依賴度較高。德國于1990年制定“1000戶屋頂計劃”，拉開其光伏產業發展的序幕；1998年，政府進一步提出“10萬屋頂計劃”，極大地刺激了德國以及全球光伏產業；2000年，德國通過《可再生能源法》，并于 2004年、2008年、2012年對該法案進行了三次修訂，明確光伏發電強制上網電價，使德國光伏裝機容量快速增長，并一舉成為世界 光伏標桿國家。

2010-2012年，德國光伏發電新增裝機量連續三年超7GW。與此同時，隨著光伏電站裝機成本的下降，德國政府也 在逐漸削減上網電價補貼，裝機容量增速逐漸趨于穩定。2018年，政府提出2040年可再生能源在總電力需求中的份額增加到 80%的 目標，2021年，該目標被提前至2030年。伴隨著愈發激進的政策目標的提出，光伏新增裝機規模逐年提升。截至2021年底，德國光 伏裝機量達59.9GW，2021年新增裝機5.3GW。

結構：德國光伏新增裝機以分布式為主，戶用光伏裝機占比呈上升趨勢。

德國儲能裝機：用電側儲能占比持續提升，結構特征顯著。儲能技術進步以及規模化帶來的投資成本下降，疊加逐年上漲 的高昂電費，推動了德國表后儲能市場的蓬勃發展。據Energie Consulting統計，至2020年底，近70%的德國戶用光伏發電項目都附帶電池儲能系統，戶用儲能裝機已超30 萬個，單戶規模約為8.5kWh。

儲能系統配置：隨用電側儲能占比提升，德國電化學儲能裝機功率與容量的配比趨向1kW/2kWh。綜合近年光伏和儲能系統新增裝機數據，德國戶用光伏裝機傾向于配置10%、2h儲能，和當前我國政策中對集中式光伏發 電項目所要求的配比相似。

以戶用屋頂光伏200w/平方米，100平米/戶的屋頂面積測算，單戶光伏系統裝機規模約20kw。戶用儲能平均8.5kwh，和非光伏發電時段的單戶用電量基本匹配，戶用儲能系統占用空間較小，用戶接受度高。戶用儲能裝機和光 伏裝機并無必然聯系。

英國領跑歐洲表前儲能市場、主要基于光伏裝機的高速成長

英國光伏發電：2014年，英國發布“光伏發電戰略”，重點扶持分布式（屋頂式）光伏系統。2016年4月，再生能源義務法案（RO） 對所有光伏項目的補貼終止；2018年，英國終止支持屋頂太陽能項目計劃。

英國儲能：經歷了2014-2016年光伏裝機的高速成長期之后，全社會光伏發電量占比大幅提升，英國的電化學儲能裝機于2016- 2019年出現顯著增長。截至2020年底英國表前電化學儲能裝機規模近570MW，占歐洲儲能表前裝機規模的47%。英國儲能表前裝 機平均配置時長近1小時，主要起提升并網靈活性（能量時移）與電網穩定性（輔助服務）的作用。2020年，能量時移和輔助服務儲 能新增裝機分別為175MW和62MW，合計占同年新增裝機的80.6%。

1.3 國內：經濟性帶來分布式光伏配套更高比例的儲能

017年以前，集中式光伏IRR高于分布式光伏，主要基于補貼因素；2018年以后，分布式光伏IRR實現反超。基于德國光 伏儲能的發展歷史，分布式儲能裝機量主要基于工業企業的用電量和峰谷電價差，體現經濟性，最高可配比到光伏裝機的 4-5倍，想象空間巨大。早期分布式裝置90%以上的電量全部供給周邊高用電密集度的工業，后期隨著組件成本的持續下降，分布式光伏irr進一步 提升，那么低用電密度的工商業，利用分布式+大儲能的模式也將體現經濟性。

政策催化推動行業發展：國家政策的支持對于行業的發展起重要作用，集中式光伏上網指導電價和分布式光伏度電補貼都 在我國光伏產業發展初期起到極大的推進作用。2018年補貼退坡，裝機量也相應下降。截至2020年，國內風光發電量占全社會總用電量的7.5%，對電網的沖擊并不大。根據我們的測算，風光電發電量占比將 在2025年達到25-30%的零界上，政策推動電網側和發電側配套儲能比例的提升。（報告來源：未來智庫）

國內用電側儲能經濟性已現：我們以10MW/40MWH儲能系統為例進行測算，在未考慮稅收優惠時，儲能IRR達8.60%， 在考慮稅收優惠的情況下IRR已達10.46%。

02 鋰鈉求異：產業鏈重合度高，關注上游原材料

2.1 鋰電鈉電原理相同，鈉電產業化道路平坦

鈉離子電池工作原理與鋰離子電池“搖椅式”原理相同，利用鈉離子（Na+）在正負極材料之間的可逆脫嵌實現充放電。鈉離子電池主要由正極、負極、隔膜和電解液組成，和鋰離子電池的生產設備基本可實現兼容，降低了產業化難度。

2.2 資源廣，成本低，最佳應用在儲能

鋰原材料價格持續上漲。截至2022年3月，主要原材料電池級碳酸鋰鹽價格突破50萬元/噸，創歷史新高。鋰元素的豐度低，地殼豐度僅為0.006%，且大多數集中在南美洲，引發各大電池廠商供應焦慮。

鈉電龍頭中科海鈉測算，鈉離子電池材料具備顯著成本優勢，比磷酸鐵鋰電池低約1/3。銅基鈉離子電池原材料成本為0.29元/Wh，磷酸鐵鋰電池材料成本為0.43元/Wh，鉛酸電池成本為0.40元/Wh。

2.3 鈉VS鋰：能量密度與磷酸鐵鋰基本持平，寬溫區、安全性能更優異

鈉離子電池能量密度優于鉛酸，基本與磷酸鐵鋰持平。目前，商業化鈉離子電池能量密度在100~160 Wh/kg，顯著高 于鉛酸電池的30~50 Wh/kg。比發展成熟的磷酸鐵鋰電池低10%~20%，但鈉離子電池實驗條件下已能做到 200Wh/kg。寬溫區拓寬高寒應用場景。適用溫度拓寬在-40~80°C。

2.4 鈉電產業鏈初具雛形，挖掘傳統化工企業新契機

鈉電產業鏈布局承襲鋰電，利于產業化快速導入。我國鈉離子電池產業鏈還處于初級階段，產業布局尚不成熟。鈉離子電 池產業鏈結構與鋰電類似，包括上游資源企業、中游電池材料及電芯企業。

電池企業陸續布局，寧德時代推動產業鏈成形。目前，包括寧德時代、中科海納、鈉創新能源、鵬輝能源、欣旺達在內的 多家公司均已布局鈉離子電池。

2.5 鈉鋰求異：以負極為例

硬碳材料由于高比容量（300 mAh/g左右）、低儲鈉電壓（平臺段電壓在0.1V左右）、長循環壽命、來源廣而被認為是 鈉離子電池最具商業化潛力的負極材料。目前，商業化的鈉離子電池所使用的負極幾乎都是硬碳。硬碳比石墨更易合成。在商業化應用過程中，硬碳面臨著首周庫倫效率較低的問題，其在酯基電解液中首周庫倫效率大多在50-80%左右。因此， 需要通過改進前驅體、改善合成條件等方法減少其內部缺陷，制備出孔隙率低且缺陷少的硬碳。

國內負極材料龍頭企業中，貝特瑞進展最快，實現硬碳和軟碳負極量產，杉杉股份、璞泰來、翔豐華等負極企業相繼研發 出鈉電負極材料，并陸續進入中試階段。貝特瑞的硬碳和軟碳負極材料比容量已達400mAh/g，突破石墨負極理論極限， 具備優異低溫、倍率、循環及安全方面的性能，但是首周效率仍有改進空間，且振實密度低，不利于電池能量密度的提升。由于硬碳和軟碳負極處產業化初期，國內外廠商的原料選擇仍趨向多元化。

除中科海鈉采用華陽股份無煙煤制備軟碳外，目前已經批量化供應的軟碳負極主要采用焦類原料，鋰電負極廠商可以依靠 現有焦類供應商實現鈉電負極的布局。

規模化后生產成本的決定因素：原料價格、殘碳率（單耗）、電費（溫度和時間），綜合來看，我們認為硬碳成本 應該低于人工石墨，軟碳成本使用無煙煤之后則更低。

原料價格：過去優質負極材料主要采用進口原料（主要指進口針狀焦），2019-2020年原料國產化替代加速，產品 成本顯著下降。2021年以來，國內負極材料主要原料的價格呈現上漲趨勢。下游需求持續增長，供需博弈下原料 價格的上漲已成定局，負極材料廠商成本承壓，而壓力能否傳導至下游電池廠商，取決企業基于技術壁壘和客戶資 源所構筑的議價能力。

石墨負極材料：天然石墨單耗相對確定，人造石墨單耗波動較大，依據負極材料廠商披露的數據計算，單耗在 1.21-2.28區間內。單耗可能隨石油焦和針狀焦用量的占比差異而有所變化，除高端人造石墨主要采用針狀焦為主外， 其余不同品質的負極材料原料用量的具體配比未知。

硬碳/軟碳負極：酚醛樹脂分子中含有大量的芳香環，殘碳率高于其它高分子聚合物，理論值在55~70%，產業化 后可能低于50%，原料單耗2以上；生物質原料的殘碳率可能只有20%；無煙煤的殘碳率大概50-80%，但軟碳性能弱 于硬碳。

加工費用：無論是軟碳還是硬碳，由于其溫度和時長要求遠遠低于人造石墨，成本結構可參考天然石墨，大規模產 業化后制造費用（含電費能耗等）可能略高于天然石墨（制造費用0.22元/噸）。

03 釩氫求同：降本之路方向一致，關注共用組件

3.1 液流電池為儲能“量身打造”

核心優勢：根本上避免爆燃——安全；極長的工作壽命——耐用。

除液流電池的普遍優點外，還有三項優勢：（1）環境友好 全釩液流電池全封閉運行，幾乎零排 放。（2）殘值較高 電解液釩元素不發生損耗，殘值約 70%。（3）回收方便 電解液只含單一過渡金屬，很容易提取。小型化全釩液流電池，與家用光伏配套使用。體積是鋰電體積的3-7倍。

3.2 釩氫同體系，模塊化結構中電堆為核心

全釩液流電池與氫燃料電池結構與原理類似，電堆是系統的核心部件，是發生電化學反應和產生電能的 場所，電解液或氫氣儲存在外部儲罐中。鑒于單個電池單元輸出功率較小，實踐中通常通過將多個單元以串聯方式層疊組合構成電堆來提高整體 輸出功率。以氫燃料電池為例，電堆是由雙極板與膜電極交替疊合，各單體之間嵌入密封件，經前、后 端板壓緊后用螺桿拴牢，構成的復合組件。氫燃料電池電堆是燃料電池系統的價值量核心，國內電堆在核心材料缺乏與關鍵技術方面存在短板。 釩 氫共用材料中，目前石墨雙極板基本實現國產化，質子交換膜、氣體擴散層仍主要依賴進口。

3.3 釩氫求同：碳紙、全氟磺酸膜

氣體擴散層（GDL）：位于氣體流場層和催化層之間，主要由碳紙/碳布經疏水處理和微孔層涂覆形成。氣體擴散層的質 量主要取決于碳紙基材，而基材的質量則取決于上游碳纖維。

碳紙的制備中，體現技術難度的主要在磨漿/打漿環節，該環節需要控制打漿度以確保碳纖維的切斷的長度適中，粘合劑、 分散劑等溶液的材料選擇與配比均會影響碳紙的性能。

競爭格局：龍頭日本東麗、德國SGL以及美國AvCarb等，其中Toray、SGL均布局碳纖維全產業鏈。

質子交換膜（PEM）：主流技術是全氟磺酸質子 交換膜 。PEM逐漸趨于薄型化，由幾十微米降低 到十幾微米，降低質子傳遞的歐姆極化，以達到更 高的性能。

競爭格局：美國的科慕和戈爾，后者產品系列最為 豐富、產品實際應用案例最多，是車用燃料電池市 場的主導者 。國內主要是東岳未來，以完整的含 氟精細化工產業鏈為特點。

以雙極板為例

雙極板（BP）：依材質可分為石墨雙極板、金屬雙極板和復合雙極板。氫燃料電池目前主要采用石墨板或金屬板，釩液 流電池傾向復合板。

國產化程度：石墨雙極板>金屬雙極板>復合雙極板。

氫燃料電池：2020年，我國氫燃料電池雙極板市場規模達3.1億元，石墨板（包含碳塑復合板）和金屬板的市場占比分別 為65%和35%，2021年石墨雙極板與金屬雙極板趨于平分秋色。GGII數據顯示，2021年H1金屬雙極板出貨量在雙極板總 出貨量的占比已達45.0%（2020年同期為36.0%）。

釩液流電池：基本不考慮金屬板，即使是涂層處理后的金屬板，在酸性液體環境中也難以長期穩定工作。石墨雙極板（機 加工）不被看好，因為其機加工過程復雜且成本高。釩液流電池主要采用碳塑復合板，因為其熱塑或模壓工藝相對機加工 簡單，但是混合高分子樹脂所帶來的電阻率增加仍是需要解決的問題。（報告來源：未來智庫）

石墨板：由于其高耐腐蝕性、高耐久性，以及相對較低的技術壁壘，率先實現國產化，在對體積較不敏感而對耐久性敏感 的特種車、商用車領域示范應用。然而，石墨雙極板的制作周期長、機械性能差、加工難度大、制作成本高等劣勢也不可 忽視。市場已有越來越多的企業成功開發出超薄超精細石墨雙極板，提前突破了國家制定2025年前單組石墨雙極板厚度 1.5mm的要求，功率密度開始接近豐田第一代金屬雙極板的水平。

金屬板：抗腐蝕性差，壽命過短是其應用的阻礙，然而隨著涂層工藝的持續進步與突破，其有望實現和石墨板相同的使用 壽命。憑借其機械性能優異、高體積功率密度、成本低廉且易批量生產等優勢，金屬雙極板將在乘用車規模化應用的進程 中后來居上。

細密化程度、流道深寬比更高，版型更小，能夠使單板能夠支撐的功率密度更高，每kW所需板數下降，從而降低電堆集 成的難度以及成本。目前100kW電堆一般需要350-400節單芯，而Ballard已經實現140kW高功率電堆僅需309節，大幅 減少雙極板數量，提升電堆功率密度。豐田汽車公司率先在旗下Mirai燃料電池汽車上使用金屬雙極板和涂層，解決了腐蝕、成本和導電等一系列問題。

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