为什么中国会缺电池？

本文来自微信公众号：芯流智库（ID：xinliuzhiku），原标题《储能电池紧缺，为什么？》，作者：周文君/常心悦，题图来自：视觉中国

2022年夏天是整个世纪以来最热的一季。

热到四肢无力，灵魂出窍；热到整个城市都变暗了。

在居民用电如此艰难之时，四川决定从8月15日开始暂停工业用电5天。停电措施推出后，大量工业企业生产停摆，全员被迫放假。

自9月底开始，电池供应持续短缺，储能企业暂停接单的趋势愈演愈烈。而此次储能供给的短缺，也将储能赛道推上高潮。

据工信部统计数据，今年上半年全国储能电池产量超32GWh。2021年，我国新型储能新增规模总计才4.9GWh。

可以看出，储能电池产能增幅，已相当巨大，但为何依旧短缺？

本文分以下三个方面，深入分析中国储能电池紧缺的成因及未来走向：

需求：势在必行的电网改革

要理解储能的需求，就要尝试回答一个问题：为何我国往往在夏季发生大规模断电？

从需求方面看，无论是工业用电还是居民用电，均呈现一定程度上的“季节不平衡性”，具有“高峰期”和“低谷期”。大多数情况下，电网供给能够满足日常用电需求。

然而，由于夏季高温，增加了居民电器使用率。同时，很多企业由于产业调整，用电高峰期也在夏季。

从供给方面看，由于地域及季节天气原因，风电和水电的供给不稳定。以四川为例，四川80%的电力来自于水电供应。而今年四川省遭遇了罕见的高温干旱灾害，持续时间长，主要流域严重缺水，水电站电力供应紧张。此外，极端天气以及风力骤减等因素也会使得风力发电机无法正常运作。

在电力供需缺口较大的背景下，为了最大程度提升电网利用率，保证电能供给，储能便成为提升电力系统灵活性的必然选项。

此外，我国电力系统正在从传统能源向新能源转型，光电、风电以及太阳能等受自然条件影响很不稳定，也对储能有很高需求。

据国家能源局，2021 年我国风光装机量占比达到 26.7%， 高于全球平均水平。

对此，在2021 年 8 月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出：

超过电网企业保障性并网以外的规模，初期按照功率15%的挂钩比例（时长4h以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

可以看出，在电力紧缺的大背景下，解决“弃风、弃光”问题刻不容缓。如果说以前有火电撑腰有恃无恐，现在“双碳”政策的压力下，必须把平日里多发出来、却没处使用的风电和光电存起来，用在别处。

因此，国家政策开始明确鼓励“配建调峰”，配的比例越多，也就可以“优先并网”，参与电力市场化交易，获得相应收益。

因应中央政策，各地区因地制宜、紧锣密鼓地大上电站储能。

2021年8月，内蒙古发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，要求电站“电化学储能容量应为不低于项目装机容量15%（2小时）， 充放电不低于6000 次，单体电芯容量不低于150Ah”。

同年12月，河北发布《关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》，要求“围场、丰宁两县坝上地区所有风电、光伏发电项目按照20%、4小时，其他区域按照15%、4小时配置储能装置；河北南网区域所有光伏发电项目按照10%、4小时配置储能装置（或20%、2小时）配置储能装置”。

综合蒙冀两地的政策，可以看出，地方执行储能政策更加细化了。

内蒙具体到了储能电池的具体配置，要求较高的充放电次数、较大的单体电芯容量，规格数倍于汽车电池。

河北因地制宜，对于光风资源丰富的坝上地区，要求更高的储能配建比例和时长。

于是，在政策陆续出台、执行趋向明朗的情况下，对于储能电池的政策性需求在短时间涌向市场，需求一下子爆了。

供给：争不过汽车

好巧不巧，电站储能电池紧缺，正好碰上了史无前例的新能源汽车景气。电站和汽车储能，都对磷酸铁锂电池有很大需求，但讲究招投标、性价比的电站，怎么可能抢得过来势凶猛的汽车公司？

于是，电站储能此前存在的一些问题浮出水面。

一方面，储能系统的初装成本高。受到供需关系以及产业链原材料涨价的影响，2022年后，整个储能系统集成的价格，已经由2020年初的1500元/千瓦时，涨到了当前的1800元/千瓦时。

储能整个产业链全线涨价，电芯价格普遍在1元/瓦时以上，逆变器普遍上涨5%~10%，EMS也上涨了10%左右。

可见，初装成本已经成为掣肘储能建设的主要因素。

另一方面，成本回收周期长，盈利困难。以2021年1800元/千瓦时的储能系统成本计算，储能电站两充两放，充放电平均价差在0.7元/千瓦时以上，至少10年才能够收回成本。

同时，由于目前各地区鼓励或强制新能源配储能策略，比例在5%~20%之间，这样又增加了固定成本。

除了以上原因，电站储能也像新能源汽车一样会燃烧、爆炸，这种安全隐患虽然概率很低，更让风险偏好极低的电站望而却步。

可以说，“强配”储能，但是不一定并网交易的政策，让很多需求下单了，但又不着急用。毕竟，电站大多是国营企业，保证安全是首要的，他们也面临着财务考核，谁愿意急吼吼地上一个回收时间这么长的项目？

按照决策习惯，电站储能的许多订单，应是下了、挂着、等待政策进一步明晰。市场需要大口吃螃蟹的人，但有胆子的，毕竟不多。

可见，电站储能的问题往深里挖，除了有一小部分是上游的锂涨价，还有一大部分是传统技术方案不完全适用于电站场景，应该怎么解决这个问题？

这时，液流电池解决方案进入了人们的视线。有市场人士就注意到，“锂电的储能装机占比自2021年4月已趋下降，市场增量正转向液流电池”。那么，这个液流电池，是何方神圣？

未来：转向液流电池？

简单来说，液流电池有很多适用于电站场景的优点。常见的液流电池，包括全钒液流电池、锌铁液流电池等。

以全钒液流电池为例，其优势包括：

首先，循环寿命长、充放电特性好，适用于大规模储能场景。全钒液流储能电池的充放电循环寿命可达13000次以上，日历寿命超过15年。

其次，电池功率与容量相互“独立”，使得储能容量规模容易调节。全钒液流电池的功率由电堆的规格和数量决定，容量由电解液的浓度和体积决定。电池功率的扩容可通过增大电堆功率和增加电堆数量实现，容量的提高可以通过增加电解液体积实现。

最后，原材料可循环利用。其电解质溶液可以循环使用和再生利用。

然而，长期以来，液流电池成本居高不下，无法大规模商业化应用。

以钒液流电池为例，其成本主要来自于电堆和电解液：

电解液成本占了约一半，主要受钒价影响；剩下是电堆成本，主要来自于离子交换膜、碳毡电极等关键零部件材料。

电解液中钒的供给，是一个有争议的问题。我国的钒储量位居全球第三，但是这种元素多和其他元素一起出现，冶炼是一项高污染、高耗能工作，有政策限制。而且，钢铁业占据了对钒的大部分需求，国内的核心生产商攀钢钒钛，当然首先供应钢生产。

这么一来，钒液流电池，似乎又重复了含锂储能解决方案的问题——和一个更大宗的产业抢上游产能，因而成本会周期性大幅波动。如此，人们就有理由寻找更多元素供给稳定的液流电池方案。

电堆中的离子交换膜与碳毡电极，是类似于芯片一样的“卡脖子”存在。

离子交换膜材料方面，国内企业主要使用美国百年企业杜邦公司所生产的Nafion质子交换薄膜，价格非常昂贵。并且，虽然它在电解液中的稳定性高，但存在钒离子渗透率较高、不易降解等缺陷。

碳毡电极材料方面，也受制于国外厂商。良好的电极材料，可以提高液流电池整体的运行效率和输出功率。然而，目前碳毡市场也主要被国外厂商SGL Group、Toray Industries等占据。

综合下来，一算账，钒液流电池的成本，就比锂电还要高多了。

储能新贵液流电池，还有较长的路要走。

尾声：打通国内大循环的关键

说一千道一万，电站储能要发展起来，最关键的，倒还不是什么技术细节，而是明确电站储能参与电力市场交易的主体地位。

我国的电网体系十分庞大、错综复杂，让电站配建的储能独立上网，不是一件简单的事情，但这个事也不能裹足不前。

对于各大电站来说，如果配建的储能只是做一些辅助服务，而不具备独立的市场交易地位，也就是不能把多余的电，以合适的市场价格卖给别人，那这个帐始终是很难算过来的。

所以，要千方百计地为电站配建储能转为独立运营身份创造条件，使其成为电力交易市场中的活跃参与者。

当市场走在了前面，储能面临的许多成本与技术问题，相信也会迎刃而解。

本文来自微信公众号：芯流智库（ID：xinliuzhiku），作者：周文君/常心悦