储能技术路线选择专题报告：锂电、钠电、氢能、钒电谁将胜出？

新能源说(稿源) 2022-4-19 22:02 No.1129

（报告出品方/作者：国泰君安证券，肖洁）

01 储能经济性 ——借鉴光伏及海外储能发展史

1.1 万亿储能市场下电化学储能迎来机遇

全球能源互联网发展合作组织预测，2060 年全社会用电量将达 17 万亿千瓦时，人均用电量达到 12700 千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达 90%以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式。

1.2 海外：德国户用光伏与储能的发展路径

2020年风光发电占比最高的国家包括瑞典（19%）、德国（18%）、葡萄牙（18%）、英国（17%）和芬兰（17%）等，欧洲平均占比在12-13%（国内的数据不足5%）。由于葡萄牙、瑞典、芬兰装机规模过小不具备参考意义，我们主要关注德国和英国，其中以德国作为表后储能装机参考、以英国作为表前储能装机参考。

德国户用光伏与储能的发展依赖经济性

光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高。德国于1990年制定“1000户屋顶计划”，拉开其光伏产业发展的序幕； 1998年，政府进一步提出“10万屋顶计划”，极大地刺激了德国以及全球光伏产业；2000年，德国通过《可再生能源法》，并于 2004年、2008年、2012年对该法案进行了三次修订，明确光伏发电强制上网电价，使德国光伏装机容量快速增长，并一举成为世界光伏标杆国家。

2010-2012年，德国光伏发电新增装机量连续三年超7GW。与此同时，随着光伏电站装机成本的下降，德国政府也在逐渐削减上网电价补贴，装机容量增速逐渐趋于稳定。2018年，政府提出2040年可再生能源在总电力需求中的份额增加到 80%的目标，2021年，该目标被提前至2030年。伴随着愈发激进的政策目标的提出，光伏新增装机规模逐年提升。截至2021年底，德国光伏装机量达59.9GW，2021年新增装机5.3GW。

结构：德国光伏新增装机以分布式为主，户用光伏装机占比呈上升趋势。

德国储能装机：用电侧储能占比持续提升，结构特征显著。储能技术进步以及规模化带来的投资成本下降，叠加逐年上涨的高昂电费，推动了德国表后储能市场的蓬勃发展。据Energie Consulting统计，至2020年底，近70%的德国户用光伏发电项目都附带电池储能系统，户用储能装机已超30 万个，单户规模约为8.5kWh。

储能系统配置：随用电侧储能占比提升，德国电化学储能装机功率与容量的配比趋向1kW/2kWh。综合近年光伏和储能系统新增装机数据，德国户用光伏装机倾向于配置10%、2h储能，和当前我国政策中对集中式光伏发电项目所要求的配比相似。

以户用屋顶光伏200w/平方米，100平米/户的屋顶面积测算，单户光伏系统装机规模约20kw。户用储能平均8.5kwh，和非光伏发电时段的单户用电量基本匹配，户用储能系统占用空间较小，用户接受度高。户用储能装机和光伏装机并无必然联系。

英国领跑欧洲表前储能市场、主要基于光伏装机的高速成长

英国光伏发电：2014年，英国发布“光伏发电战略”，重点扶持分布式（屋顶式）光伏系统。2016年4月，再生能源义务法案（RO）对所有光伏项目的补贴终止；2018年，英国终止支持屋顶太阳能项目计划。

英国储能：经历了2014-2016年光伏装机的高速成长期之后，全社会光伏发电量占比大幅提升，英国的电化学储能装机于2016- 2019年出现显著增长。截至2020年底英国表前电化学储能装机规模近570MW，占欧洲储能表前装机规模的47%。英国储能表前装机平均配置时长近1小时，主要起提升并网灵活性（能量时移）与电网稳定性（辅助服务）的作用。2020年，能量时移和辅助服务储能新增装机分别为175MW和62MW，合计占同年新增装机的80.6%。

1.3 国内：经济性带来分布式光伏配套更高比例的储能

017年以前，集中式光伏IRR高于分布式光伏，主要基于补贴因素；2018年以后，分布式光伏IRR实现反超。基于德国光伏储能的发展历史，分布式储能装机量主要基于工业企业的用电量和峰谷电价差，体现经济性，最高可配比到光伏装机的 4-5倍，想象空间巨大。早期分布式装置90%以上的电量全部供给周边高用电密集度的工业，后期随着组件成本的持续下降，分布式光伏irr进一步提升，那么低用电密度的工商业，利用分布式+大储能的模式也将体现经济性。

政策催化推动行业发展：国家政策的支持对于行业的发展起重要作用，集中式光伏上网指导电价和分布式光伏度电补贴都在我国光伏产业发展初期起到极大的推进作用。2018年补贴退坡，装机量也相应下降。截至2020年，国内风光发电量占全社会总用电量的7.5%，对电网的冲击并不大。根据我们的测算，风光电发电量占比将在2025年达到25-30%的零界上，政策推动电网侧和发电侧配套储能比例的提升。（报告来源：未来智库）

国内用电侧储能经济性已现：我们以10MW/40MWH储能系统为例进行测算，在未考虑税收优惠时，储能IRR达8.60%，在考虑税收优惠的情况下IRR已达10.46%。

02 锂钠求异：产业链重合度高，关注上游原材料

2.1 锂电钠电原理相同，钠电产业化道路平坦

钠离子电池工作原理与锂离子电池“摇椅式”原理相同，利用钠离子（Na+）在正负极材料之间的可逆脱嵌实现充放电。钠离子电池主要由正极、负极、隔膜和电解液组成，和锂离子电池的生产设备基本可实现兼容，降低了产业化难度。

2.2 资源广，成本低，最佳应用在储能

锂原材料价格持续上涨。截至2022年3月，主要原材料电池级碳酸锂盐价格突破50万元/吨，创历史新高。锂元素的丰度低，地壳丰度仅为0.006%，且大多数集中在南美洲，引发各大电池厂商供应焦虑。

钠电龙头中科海钠测算，钠离子电池材料具备显著成本优势，比磷酸铁锂电池低约1/3。铜基钠离子电池原材料成本为0.29元/Wh，磷酸铁锂电池材料成本为0.43元/Wh，铅酸电池成本为0.40元/Wh。

1）钠资源丰富、价格低廉稳定，10年价格保持在1000-4000元/吨。 2）元素选择更廉价； 3）负极所用硬碳、软碳工艺要求更低，电耗更低，具备低成本潜力； 4）负极集流体用廉价铝箔。

2.3 钠VS锂：能量密度与磷酸铁锂基本持平，宽温区、安全性能更优异

钠离子电池能量密度优于铅酸，基本与磷酸铁锂持平。目前，商业化钠离子电池能量密度在100~160 Wh/kg，显著高于铅酸电池的30~50 Wh/kg。比发展成熟的磷酸铁锂电池低10%~20%，但钠离子电池实验条件下已能做到 200Wh/kg。宽温区拓宽高寒应用场景。适用温度拓宽在-40~80°C。

2.4 钠电产业链初具雏形，挖掘传统化工企业新契机

钠电产业链布局承袭锂电，利于产业化快速导入。我国钠离子电池产业链还处于初级阶段，产业布局尚不成熟。钠离子电池产业链结构与锂电类似，包括上游资源企业、中游电池材料及电芯企业。

电池企业陆续布局，宁德时代推动产业链成形。目前，包括宁德时代、中科海纳、钠创新能源、鹏辉能源、欣旺达在内的多家公司均已布局钠离子电池。

2.5 钠锂求异：以负极为例

硬碳材料由于高比容量（300 mAh/g左右）、低储钠电压（平台段电压在0.1V左右）、长循环寿命、来源广而被认为是钠离子电池最具商业化潜力的负极材料。目前，商业化的钠离子电池所使用的负极几乎都是硬碳。硬碳比石墨更易合成。在商业化应用过程中，硬碳面临着首周库伦效率较低的问题，其在酯基电解液中首周库伦效率大多在50-80%左右。因此，需要通过改进前驱体、改善合成条件等方法减少其内部缺陷，制备出孔隙率低且缺陷少的硬碳。

国内负极材料龙头企业中，贝特瑞进展最快，实现硬碳和软碳负极量产，杉杉股份、璞泰来、翔丰华等负极企业相继研发出钠电负极材料，并陆续进入中试阶段。贝特瑞的硬碳和软碳负极材料比容量已达400mAh/g，突破石墨负极理论极限，具备优异低温、倍率、循环及安全方面的性能，但是首周效率仍有改进空间，且振实密度低，不利于电池能量密度的提升。由于硬碳和软碳负极处产业化初期，国内外厂商的原料选择仍趋向多元化。

除中科海钠采用华阳股份无烟煤制备软碳外，目前已经批量化供应的软碳负极主要采用焦类原料，锂电负极厂商可以依靠现有焦类供应商实现钠电负极的布局。

规模化后生产成本的决定因素：原料价格、残碳率（单耗）、电费（温度和时间），综合来看，我们认为硬碳成本应该低于人工石墨，软碳成本使用无烟煤之后则更低。

原料价格：过去优质负极材料主要采用进口原料（主要指进口针状焦），2019-2020年原料国产化替代加速，产品成本显著下降。2021年以来，国内负极材料主要原料的价格呈现上涨趋势。下游需求持续增长，供需博弈下原料价格的上涨已成定局，负极材料厂商成本承压，而压力能否传导至下游电池厂商，取决企业基于技术壁垒和客户资源所构筑的议价能力。

石墨负极材料：天然石墨单耗相对确定，人造石墨单耗波动较大，依据负极材料厂商披露的数据计算，单耗在 1.21-2.28区间内。单耗可能随石油焦和针状焦用量的占比差异而有所变化，除高端人造石墨主要采用针状焦为主外，其余不同品质的负极材料原料用量的具体配比未知。

硬碳/软碳负极：酚醛树脂分子中含有大量的芳香环，残碳率高于其它高分子聚合物，理论值在55~70%，产业化后可能低于50%，原料单耗2以上；生物质原料的残碳率可能只有20%；无烟煤的残碳率大概50-80%，但软碳性能弱于硬碳。

加工费用：无论是软碳还是硬碳，由于其温度和时长要求远远低于人造石墨，成本结构可参考天然石墨，大规模产业化后制造费用（含电费能耗等）可能略高于天然石墨（制造费用0.22元/吨）。

03 钒氢求同：降本之路方向一致，关注共用组件

3.1 液流电池为储能“量身打造”

核心优势：根本上避免爆燃——安全；极长的工作寿命——耐用。

除液流电池的普遍优点外，还有三项优势：（1）环境友好全钒液流电池全封闭运行，几乎零排放。（2）残值较高电解液钒元素不发生损耗，残值约 70%。（3）回收方便电解液只含单一过渡金属，很容易提取。小型化全钒液流电池，与家用光伏配套使用。体积是锂电体积的3-7倍。

3.2 钒氢同体系，模块化结构中电堆为核心

全钒液流电池与氢燃料电池结构与原理类似，电堆是系统的核心部件，是发生电化学反应和产生电能的场所，电解液或氢气储存在外部储罐中。鉴于单个电池单元输出功率较小，实践中通常通过将多个单元以串联方式层叠组合构成电堆来提高整体输出功率。以氢燃料电池为例，电堆是由双极板与膜电极交替叠合，各单体之间嵌入密封件，经前、后端板压紧后用螺杆拴牢，构成的复合组件。氢燃料电池电堆是燃料电池系统的价值量核心，国内电堆在核心材料缺乏与关键技术方面存在短板。钒氢共用材料中，目前石墨双极板基本实现国产化，质子交换膜、气体扩散层仍主要依赖进口。

3.3 钒氢求同：碳纸、全氟磺酸膜

气体扩散层（GDL）：位于气体流场层和催化层之间，主要由碳纸/碳布经疏水处理和微孔层涂覆形成。气体扩散层的质量主要取决于碳纸基材，而基材的质量则取决于上游碳纤维。

碳纸的制备中，体现技术难度的主要在磨浆/打浆环节，该环节需要控制打浆度以确保碳纤维的切断的长度适中，粘合剂、分散剂等溶液的材料选择与配比均会影响碳纸的性能。

竞争格局：龙头日本东丽、德国SGL以及美国AvCarb等，其中Toray、SGL均布局碳纤维全产业链。

质子交换膜（PEM）：主流技术是全氟磺酸质子交换膜。 PEM逐渐趋于薄型化，由几十微米降低到十几微米，降低质子传递的欧姆极化，以达到更高的性能。

竞争格局：美国的科慕和戈尔，后者产品系列最为丰富、产品实际应用案例最多，是车用燃料电池市场的主导者。国内主要是东岳未来，以完整的含氟精细化工产业链为特点。

以双极板为例

双极板（BP）：依材质可分为石墨双极板、金属双极板和复合双极板。氢燃料电池目前主要采用石墨板或金属板，钒液流电池倾向复合板。

国产化程度：石墨双极板>金属双极板>复合双极板。

氢燃料电池：2020年，我国氢燃料电池双极板市场规模达3.1亿元，石墨板（包含碳塑复合板）和金属板的市场占比分别为65%和35%，2021年石墨双极板与金属双极板趋于平分秋色。GGII数据显示，2021年H1金属双极板出货量在双极板总出货量的占比已达45.0%（2020年同期为36.0%）。

钒液流电池：基本不考虑金属板，即使是涂层处理后的金属板，在酸性液体环境中也难以长期稳定工作。石墨双极板（机加工）不被看好，因为其机加工过程复杂且成本高。钒液流电池主要采用碳塑复合板，因为其热塑或模压工艺相对机加工简单，但是混合高分子树脂所带来的电阻率增加仍是需要解决的问题。（报告来源：未来智库）

石墨板：由于其高耐腐蚀性、高耐久性，以及相对较低的技术壁垒，率先实现国产化，在对体积较不敏感而对耐久性敏感的特种车、商用车领域示范应用。然而，石墨双极板的制作周期长、机械性能差、加工难度大、制作成本高等劣势也不可忽视。市场已有越来越多的企业成功开发出超薄超精细石墨双极板，提前突破了国家制定2025年前单组石墨双极板厚度 1.5mm的要求，功率密度开始接近丰田第一代金属双极板的水平。

金属板：抗腐蚀性差，寿命过短是其应用的阻碍，然而随着涂层工艺的持续进步与突破，其有望实现和石墨板相同的使用寿命。凭借其机械性能优异、高体积功率密度、成本低廉且易批量生产等优势，金属双极板将在乘用车规模化应用的进程中后来居上。

细密化程度、流道深宽比更高，版型更小，能够使单板能够支撑的功率密度更高，每kW所需板数下降，从而降低电堆集成的难度以及成本。目前100kW电堆一般需要350-400节单芯，而Ballard已经实现140kW高功率电堆仅需309节，大幅减少双极板数量，提升电堆功率密度。丰田汽车公司率先在旗下Mirai燃料电池汽车上使用金属双极板和涂层，解决了腐蚀、成本和导电等一系列问题。