你知道现在石墨烯有哪些扶持政策吗？电池效率提高的话会带动什么发展？
来源：宝鄂实业
2019-04-15 08:21
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消息方面，8月17日，工信部发布关于支持筹建石墨烯改性纤维及应用开发产业发展联盟的函，称支持济南圣泉集团股份有限公司牵头，联合产业链上相关单位筹建中国石墨烯改性纤维及应用开发产业发展联盟。
工信部称，产业联盟以推进石墨烯改性纤维创新发展、扩大石墨烯材料应用为目标，采取“一条龙”模式，构建产业链、完善创新链，强化上下游互动，协同突破制约应用和推广的“瓶颈”，做大做优做强石墨烯改性纤维及应用开发。产业联盟要在自愿的基础上，本着合作互利共赢，围绕功能纺织品产业链，优化发展要素配置，集聚业内骨干单位，共同创建合作平台，加快新产品、新技术、新业态、新模式创新和示范应用推广进程。产业联盟要遵守国家相关法律法规，制定产业联盟章程，健全内部相关制度，积极有效推进创新发展工作，充分发挥在组织协同创新、推进示范应用、完善标准规范、促进产业发展、增强产业服务能力等方面的带动作用。
我们分析认为，政策方面，近几年我国出台了一系列石墨烯扶持政策，促进石墨烯产业化步伐加快。2015年我国出台了《关于加快石墨烯产业创新发展的若干意见》，并在全球率先启动了石墨烯国家标准制定工作。此外，去年7月30日，国家石墨烯材料产业技术创新战略联盟在成都挂牌成立,这是国内首个“国字头”石墨烯材料产业技术创新战略联盟,将快速推进我国十三五期间石墨烯的产业化进程。
另外，随着技术的不断突破和成本的加速下降，以及扶持政策的出台，到2020年，全球石墨烯市场规模将超1000亿元，其中中国占比50%~80%，中国将在全球石墨烯产业中起到主导和核心作用，国内石墨烯产业必将迎来一轮快速发展。
石墨烯作为一个老牌题材，由于其特殊的材料性质，往往总能够唱出新的“故事”，一旦当前市场风格再次转向题材概念，石墨烯是无法回避的炒作题材。电池效率有所提高，以及在电动汽车(EV)与混合动力汽车(HEV)、能源、医疗和军事方面的用途不断增多等主要因素目前正在推动锂离子电池市场的发展。此外，欧洲、北美和中国等国家与地区政府针对碳排放实行严格的监管条例也在推动该市场发展。与此同时，相比铅镍、镍镉和金属氢化物镍电池，锂离子电池生命周期更长，这预计将推动锂离子电池未来需求增长。相比其他电池，锂离子电池价格高，还有过热风险，这两种因素正在抑制全球锂离子电池市场的发展。不过，锂离子电池价格正在逐步降低，这将会对该市场的未来发展产生积极影响。
在地区方面，亚太地区目前拥有锂离子电池市场最大份额，2012年占49.0%的市场份额。日本和中国是推动该地区发展的重要国家。日本是全球领先的锂离子电池生产国。以上两个国家的制造商目前专注于提高它们在多个地区的销售额。此外，混合动力汽车在中国也越来越普及，这有望推动亚太锂离子电池市场的发展。不过，作为使用锂离子电池的先锋者，北美发展速度预计将会最快(15.5%)。
“以目前锂电池的价格来看，配置储能系统有种小题大做的感觉。”中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的上述领导认为目前锂电用于储能项目没有可操作的意义。
就拿技术相对成熟，但污染问题难以得到妥善解决的的铅酸电池来说，储能市场的铅酸电池售价为0.7～1元/AH，有1000多次的充放电；而锂系电池中，磷酸铁锂电池的售价一般为2.5元/AH，电池组的售价为3.5～4元/AH，充放电次数也仅为2000次，每三年都要更换一次，显然也并非储能系统最理想的化学能源。
余南华也持同样的观点，他算了一笔账，按照去年累计发电量为900亿千瓦时，若以0.6元/kwh的上网电价计算，弃风量达到15%～35%的实际损失为78.52～239.61亿元。要实现不弃风，每年储能的投入要近400亿元。即使今后电池寿命可以延长到5年，摊薄至每年的投资也接近350亿元。的确还不如“弃风”划算。
以张北项目的投资为例，提升10～20%的风电利用率每年可增加电费约1000～2000万元，而仅储能电池的每年折旧就在3000万元以上。
余南华坦言，目前用在国家科学实验类示范项目上自然对成本的考虑不会太多，毕竟在示范项目中，意义远超过其本身的经济价值，因此电池厂商赔钱也愿意去做。
但在市场环境中，肯定没有企业愿意做亏本的生意。以余南华的观点，在实际应用上至少要降到2块钱左右才会有市场，预计要到2017年储能市场会出现一个比较大的转折点。
实际上，在电池效率与成本难题短期难以突破的前提下，许多人相信，降低电池关键性材料的成本，对于储能产品成本的降低具有重要意义。然而，根据GBII的研究表明，目前正极材料、负极材料、隔膜、电解液四个部分占锂电池高达约50%的成本。虽然近年来，四大材料的国产化程度有所提高，但正极的基础材料、隔膜、电解液原料等材料源头不在我们国家，企业在短期内摆脱进口依赖的可能性较小；这些都是电池成本居高不下的原因。此外，国内锂电行业还存在生产工艺不先进、设备自动化程度不高造成的成品率低等问题。
从市场方面来看，如果磷酸铁锂电池价格下降仅仅仍然依靠规模效应、低端产品控制用料，而不是通过技术突破和产品优化，这种降价幅度显然会低于预期；只有在政府补贴的基础上，规模与技术相辅相成，才能加快商业化的步伐。
商业模式待定
储能不仅可以用于大规模电站，通信基站、分布式发电及微型电网技术也是储能应用的重要领域。目前在青海、西藏等偏远地区，尚有300万人口的无电地区，以及中国众多的海岛都需要储能技术与微电网与分布式光伏相匹配。不可否认，如果在商业上有利可图，将会迎来巨大的市场空间。
目前，我国约有40个储能示范项目，这些储能项目多起到示范、探索性作用，并没有做成盈利的模式。除了技术、成本的因素外；另一个最大的问题，储能没有形成良好的商业模式——这个推动市场化的“加速器”。
黄学杰表示，国内市场化的电力市场环境没有建立起来，这对国内储能市场的商业运作产生了很大的制约。对储能企业来说，市场决定研发；如果没有好的商业模式，企业没有动力做研发，即便有好的技术也只能“束之高阁”。
他透露，比亚迪曾接到了美国杜克能源公司储能项目的订单，也中标了日本、加拿大等海外不少的储能电站项目。反而，比亚迪在国内的储能市场还没有得到施展拳脚的机会。
主要原因在于，虽然我国的分布式储能已有小众市场，但大规模集中储能还未形成成熟的市场机制。对于市场化的运作，国内还存在颇多争议。
中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的领导认为，随着储能技术的发展，一旦电力能够像普通商品一样被大规模仓储，那么储能技术可能存在电力供给方、电网方、用户方和第三方运营商等多种商业模式。然而，余南华却持不同的观点，他否认了储能系统盈利性的观点。
“储能的主要需求是跟新能源匹配，提高电网安全稳定性和供电质量的，并不是拿来做生意的。”他并解释，储能主要是拿来节能源储量、电压波动的问题，减小负荷峰谷差，提高系统效率和设备利用率。在其“全职工作”做好的基础上，才考虑峰谷差价这个“兼职工作”，余南华幽默的表达。
对于峰谷差价的可行性，笔者作了相关调查。为避免出现用电高峰时段电力紧张的状况，不少城市的确已经实行商业用电峰谷分时计价的收费方式。以深圳为例，峰期时电价为每度0.936元，谷期时每度电只收0.234元。每度电差价约为0.7元。深圳供电局有关负责人在接受记者采访时表示，一个储能电站靠峰谷差价实现盈亏的话，这算是一个切入点；但是至少需要5年时间。
这位负责人称，巨大的建设成本和漫长的资金回收周期，不仅业主方没有耐心，连地方政府行政领导也“等不及”。众所周知，中国官员实行的是5年任期制，建设储能电站并不能即时为本地带来经济效益，更无法体现他们在任期内的政绩。那么，相关政府部门并不一定会积极推动。
“如何在储能市场挣钱”似乎成了业内储能企业焦虑的事情。上述负责人建议，建立全面完善的电力竞价交易市场、制定专门的储能电价、并拉大不同供需时段的电价，使得储能的削峰填谷有“暴”利可图，这样才会吸引更多的市场投资力量参与进来。使储能市场化“梦想成真”!
工信部称，产业联盟以推进石墨烯改性纤维创新发展、扩大石墨烯材料应用为目标，采取“一条龙”模式，构建产业链、完善创新链，强化上下游互动，协同突破制约应用和推广的“瓶颈”，做大做优做强石墨烯改性纤维及应用开发。产业联盟要在自愿的基础上，本着合作互利共赢，围绕功能纺织品产业链，优化发展要素配置，集聚业内骨干单位，共同创建合作平台，加快新产品、新技术、新业态、新模式创新和示范应用推广进程。产业联盟要遵守国家相关法律法规，制定产业联盟章程，健全内部相关制度，积极有效推进创新发展工作，充分发挥在组织协同创新、推进示范应用、完善标准规范、促进产业发展、增强产业服务能力等方面的带动作用。
我们分析认为，政策方面，近几年我国出台了一系列石墨烯扶持政策，促进石墨烯产业化步伐加快。2015年我国出台了《关于加快石墨烯产业创新发展的若干意见》，并在全球率先启动了石墨烯国家标准制定工作。此外，去年7月30日，国家石墨烯材料产业技术创新战略联盟在成都挂牌成立,这是国内首个“国字头”石墨烯材料产业技术创新战略联盟,将快速推进我国十三五期间石墨烯的产业化进程。
另外，随着技术的不断突破和成本的加速下降，以及扶持政策的出台，到2020年，全球石墨烯市场规模将超1000亿元，其中中国占比50%~80%，中国将在全球石墨烯产业中起到主导和核心作用，国内石墨烯产业必将迎来一轮快速发展。
石墨烯作为一个老牌题材，由于其特殊的材料性质，往往总能够唱出新的“故事”，一旦当前市场风格再次转向题材概念，石墨烯是无法回避的炒作题材。电池效率有所提高，以及在电动汽车(EV)与混合动力汽车(HEV)、能源、医疗和军事方面的用途不断增多等主要因素目前正在推动锂离子电池市场的发展。此外，欧洲、北美和中国等国家与地区政府针对碳排放实行严格的监管条例也在推动该市场发展。与此同时，相比铅镍、镍镉和金属氢化物镍电池，锂离子电池生命周期更长，这预计将推动锂离子电池未来需求增长。相比其他电池，锂离子电池价格高，还有过热风险，这两种因素正在抑制全球锂离子电池市场的发展。不过，锂离子电池价格正在逐步降低，这将会对该市场的未来发展产生积极影响。
在地区方面，亚太地区目前拥有锂离子电池市场最大份额，2012年占49.0%的市场份额。日本和中国是推动该地区发展的重要国家。日本是全球领先的锂离子电池生产国。以上两个国家的制造商目前专注于提高它们在多个地区的销售额。此外，混合动力汽车在中国也越来越普及，这有望推动亚太锂离子电池市场的发展。不过，作为使用锂离子电池的先锋者，北美发展速度预计将会最快(15.5%)。
“以目前锂电池的价格来看，配置储能系统有种小题大做的感觉。”中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的上述领导认为目前锂电用于储能项目没有可操作的意义。
就拿技术相对成熟，但污染问题难以得到妥善解决的的铅酸电池来说，储能市场的铅酸电池售价为0.7～1元/AH，有1000多次的充放电；而锂系电池中，磷酸铁锂电池的售价一般为2.5元/AH，电池组的售价为3.5～4元/AH，充放电次数也仅为2000次，每三年都要更换一次，显然也并非储能系统最理想的化学能源。
余南华也持同样的观点，他算了一笔账，按照去年累计发电量为900亿千瓦时，若以0.6元/kwh的上网电价计算，弃风量达到15%～35%的实际损失为78.52～239.61亿元。要实现不弃风，每年储能的投入要近400亿元。即使今后电池寿命可以延长到5年，摊薄至每年的投资也接近350亿元。的确还不如“弃风”划算。
以张北项目的投资为例，提升10～20%的风电利用率每年可增加电费约1000～2000万元，而仅储能电池的每年折旧就在3000万元以上。
余南华坦言，目前用在国家科学实验类示范项目上自然对成本的考虑不会太多，毕竟在示范项目中，意义远超过其本身的经济价值，因此电池厂商赔钱也愿意去做。
但在市场环境中，肯定没有企业愿意做亏本的生意。以余南华的观点，在实际应用上至少要降到2块钱左右才会有市场，预计要到2017年储能市场会出现一个比较大的转折点。
实际上，在电池效率与成本难题短期难以突破的前提下，许多人相信，降低电池关键性材料的成本，对于储能产品成本的降低具有重要意义。然而，根据GBII的研究表明，目前正极材料、负极材料、隔膜、电解液四个部分占锂电池高达约50%的成本。虽然近年来，四大材料的国产化程度有所提高，但正极的基础材料、隔膜、电解液原料等材料源头不在我们国家，企业在短期内摆脱进口依赖的可能性较小；这些都是电池成本居高不下的原因。此外，国内锂电行业还存在生产工艺不先进、设备自动化程度不高造成的成品率低等问题。
从市场方面来看，如果磷酸铁锂电池价格下降仅仅仍然依靠规模效应、低端产品控制用料，而不是通过技术突破和产品优化，这种降价幅度显然会低于预期；只有在政府补贴的基础上，规模与技术相辅相成，才能加快商业化的步伐。
商业模式待定
储能不仅可以用于大规模电站，通信基站、分布式发电及微型电网技术也是储能应用的重要领域。目前在青海、西藏等偏远地区，尚有300万人口的无电地区，以及中国众多的海岛都需要储能技术与微电网与分布式光伏相匹配。不可否认，如果在商业上有利可图，将会迎来巨大的市场空间。
目前，我国约有40个储能示范项目，这些储能项目多起到示范、探索性作用，并没有做成盈利的模式。除了技术、成本的因素外；另一个最大的问题，储能没有形成良好的商业模式——这个推动市场化的“加速器”。
黄学杰表示，国内市场化的电力市场环境没有建立起来，这对国内储能市场的商业运作产生了很大的制约。对储能企业来说，市场决定研发；如果没有好的商业模式，企业没有动力做研发，即便有好的技术也只能“束之高阁”。
他透露，比亚迪曾接到了美国杜克能源公司储能项目的订单，也中标了日本、加拿大等海外不少的储能电站项目。反而，比亚迪在国内的储能市场还没有得到施展拳脚的机会。
主要原因在于，虽然我国的分布式储能已有小众市场，但大规模集中储能还未形成成熟的市场机制。对于市场化的运作，国内还存在颇多争议。
中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的领导认为，随着储能技术的发展，一旦电力能够像普通商品一样被大规模仓储，那么储能技术可能存在电力供给方、电网方、用户方和第三方运营商等多种商业模式。然而，余南华却持不同的观点，他否认了储能系统盈利性的观点。
“储能的主要需求是跟新能源匹配，提高电网安全稳定性和供电质量的，并不是拿来做生意的。”他并解释，储能主要是拿来节能源储量、电压波动的问题，减小负荷峰谷差，提高系统效率和设备利用率。在其“全职工作”做好的基础上，才考虑峰谷差价这个“兼职工作”，余南华幽默的表达。
对于峰谷差价的可行性，笔者作了相关调查。为避免出现用电高峰时段电力紧张的状况，不少城市的确已经实行商业用电峰谷分时计价的收费方式。以深圳为例，峰期时电价为每度0.936元，谷期时每度电只收0.234元。每度电差价约为0.7元。深圳供电局有关负责人在接受记者采访时表示，一个储能电站靠峰谷差价实现盈亏的话，这算是一个切入点；但是至少需要5年时间。
这位负责人称，巨大的建设成本和漫长的资金回收周期，不仅业主方没有耐心，连地方政府行政领导也“等不及”。众所周知，中国官员实行的是5年任期制，建设储能电站并不能即时为本地带来经济效益，更无法体现他们在任期内的政绩。那么，相关政府部门并不一定会积极推动。
“如何在储能市场挣钱”似乎成了业内储能企业焦虑的事情。上述负责人建议，建立全面完善的电力竞价交易市场、制定专门的储能电价、并拉大不同供需时段的电价，使得储能的削峰填谷有“暴”利可图，这样才会吸引更多的市场投资力量参与进来。使储能市场化“梦想成真”!
