锂电池价格高昂经济性成现实困境

每经记者 马玥 赵春燕 发自北京

尽管在储能的三大应用领域——大型风光储能、通信基站的后备电源、家庭储能中，电池厂商都在“攻城略地”，但成本问题却成为难以逾越的鸿沟。“到2020年这个阶段，（储能）可能不会有大规模的市场铺开，这个阶段重点在技术研发和技术突破。”国家电网中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康认为。

与其观点呼应，《每日经济新闻》记者采访的多位业内人士认为，一旦成本下降，储能市场立刻会发展起来。

国泰君安在去年10月发布的一份研报中认为，未来5~10年锂电价格将下降一半。华泰证券的研报也指出，通信用磷酸铁锂电池售价以年均超过10%的幅度下降，目前已由2011年的3.3元/WH降至约2元/WH，相比较目前0.55~0.6元/WH的铅酸电池价格，性价比已显著提升。其预计2015年通信锂电价格有望降至1.5元/WH左右。

成本之困

国泰君安上述研报称，据测算，储能电池市场化应用的目标成本为200美元/kwh（折合人民币约1246元/kwh）。但实际上，普通铅酸和改性铅酸电池的价格为1000元/kwh，铅炭电池为1300元/kwh，而钠硫电池、锂电池、钒硫电池的成本基本都在4000元/kwh左右，约为铅酸电池的3~4倍，显然离储能电池市场化的目标成本差距不小。

而另一种液流技术——锌溴液流电池的成本也相对较高，尽管其在技术上较为成熟，环境适应性更强，不过，浙商证券长期研究鑫龙电器的分析师史海昇对《每日经济新闻》记者表示：“我们预计单台设备（50千时标准柜计算）为30~35万元人民币，是铅酸电池的5倍以上。”

对此，天能集团董事长张天任分析认为，尽管在储能电池领域里，我国处在世界先进水平，但是储能电池在高性能、高安全性、高性价比上还需要革命，储能电池的商业化短期内不可能实现。

赛迪顾问投资战略咨询中心总经理吴辉认为：“以分布式储能为例，如果储能做到每瓦时1.5元，就能大规模发展，电动车也是一样，现在还要每瓦时3元多，未来需要下降一半。短期很难实现，从长期看，可能还得得益于技术本身的升级，就看技术提升的空间有多大。另外需要政策的推动。”

实际上，在政策方面，我国目前仅有指导性质的政策，如《可再生能源法及修正案》首次提及储能，《国家“十二五”规划纲要》称储能是推进智能电网建设、加强城乡电网建设和增强电网优化配置的依托技术，《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南》中把动力电池和储能列为重点产业化领域。

来小康将储能的现实困境归结为技术经济性问题，“大规模储能，一定是要求技术经济的指标更好，是以电网经济运行为首要目标。比如风电、太阳能接进来，不让可再生能源浪费掉。我总是说储能就是建仓库，但不是拿金子来建，仓库应是砖混结构，里头存稻谷，才有价值。”

国泰君安的研报显示，电化学储能应用需要补贴以维持经济性。按铅酸储能4000元/kwh、锂电储能4000~7000元/kwh（磷酸铁锂）的成本测算，两者的安装成本需分别下降70%和70~82%才能达到储能系统的平价上网。按照锂电的成本下降趋势，至少2020年以后锂电储能才能具备经济效益。现阶段储能的市场化发展仍然需要政策补贴，以覆盖2/3以上的初装成本。

对于储能的补贴，来小康认为，首先需要算清楚一笔账，补到什么程度才能起到杠杆作用。其次是补贴的时间和力度如何让储能进入良性循环，而不是永远依赖。

“现实困境还是成本。”高工锂电产业研究所副所长罗焕塔总结道。

成本下降依靠规模效应

尽管距离大规模市场化应用仍有长远距离，但随着整个储能行业规模的扩大，由此带来的规模效应将逐步拉低锂电池和液流电池的成本。

国泰君安在研报中作出假设，2015年大型光伏电站和风电累计装机达20GW和100GW，2020年达50GW和200GW；2015年和2020年大型光伏电站与风电场配备储能比例达1%和3%。由于目前风光储能示范项目配备磷酸铁锂电池为主，储能电池价格以锂电均价测算；5~10年锂电价格将下降一半。

在液流电池领域，据了解，目前市场上比较成熟的液流电池主要有三种：钠硫、全钒、锌溴电池。但钠硫电池技术掌握在日本，全钒主要在德国。

史海昇对 《每日经济新闻》记者表示，“锌溴液流电池关键的是其成本下降空间巨大，而这是一种储能技术路线能够被大规模推广的基本要素。”

史海昇认为，从长期来看，锌溴电池的成本将呈现快速下降的趋势，在部件全国产化的情况下，鑫龙电器的锌溴电池成本可达到与普通铅酸电池相近的水平。

史海昇对记者称，“成本的降低主要在于两个方面，一是国产化率的提高，二是规模效应。如今公司生产一个月也就几台或者十几台，但实际上产能可以达到每年2000台，由于销售数量较少，采购的零部件规模也很小，规模效应根本看不出来。此外，目前锌溴电池的国产化率还非常低，这对它的核心指标——储能能量转化率产生很大影响，在美国可以做到70%以上，但在我国只能做到50%~60%。”

高工锂电产业研究所副所长罗焕塔对《每日经济新闻》记者表示，“未来锂电池的成本会下降，主要还是在于成品率的提升，以及自动化程度带来的人力成本下降。此外，目前国内的电池制造工艺并不是很高，产品一致性也较差，存储率还不高，有些厂家只有60%~70%，一般的厂家能达到80%，但是依然有20%是浪费的，如果存储率提高到95%，成本必然会下降。这才是动力电池领域价格能真正下降的驱动力。”

除了规模效应带来的成本下降，电池上游环节价格下降也有望拉低整体成本。“未来小型的锂电池降价幅度会很小，但大电池的成本会降得很快，包括电解液等的锂电池上游材料现在的毛利率还在40%~50%，这是有降价空间的。”吴辉对《每日经济新闻》记者说道。

据了解，锂电池的上游材料主要包括正极、负级、电解液和隔膜。其中隔膜是锂电池最关键的内层组件和核心材料。《证券时报》此前曾报道称，隔膜成本约占整个锂电池成本的三成，毛利率却可达60%以上，在四大锂电池材料中毛利率最高。大智慧报道则指出，隔膜初期毛利在40%左右。但是随着产能不断被释放，毛利率将会快速下降，据估计，到2014年，隔膜的毛利应该在25%左右的合理位置。

在其他上游材料中，招商证券的一份研报指出，去年上半年，传统负极材料盈利水平有所下滑，以杉杉股份为例，负极材料2010年、2011年以及2012年净利率分别为12.5%和12.3%和12.2%；但到2013年上半年，传统负极材料的净利率水平已经下降到9%左右。