解码压缩空气储能，为何它是最具潜力的储能技术？

压缩空气储能发展现状及未来展望 •“双碳”背景下电源侧改革势不可挡，可再生能源占比持续上升，风电与光伏发电将成为主要电力品种 •新能源占比上升推高消纳成本。风电光伏等非可控装机增加了电力系统的波动性和不稳定性，尽管场站成本逐年降低，但提高了系统匹配成本和平衡成本，当前的技术条件难以接受大规模新能源接入电力系统 中国能源结构占比预测消纳成本=匹配成本+平衡成本+电网成本 100.0% 90.0% 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% 40.0% 30.0% 煤电气电核电 48.8% 11.0% 9.2% 5.1%66.4% 2.5% 水电风电光伏 生物质及其他 30.1% 20.0% 10.0% 0.0% 5.7% 26.0% 20.6% 20.0% 30.5% 2018202520352050 碳中和新能源储能 2060年中国实现碳中和要求 2045年左右电力系统实现碳中和电力系统是碳排放大户，减排压力巨大 要求发展风电、光伏发电等零碳排可再生能源发电，实现能源结构多元化及电力供需平衡高度耦合 储能可解决新能源消纳阵痛，增强新能源可调节性；同时助力电力网络从独立转向耦合 储能在多种应用场景下的刚性需求 发电侧储能 电网侧储能 用户侧储能 • • 电力调峰 • 辅助动态运行• 系统调频 可再生能源并网 • • 缓解电网阻塞 • 延缓输配电扩容升级• 电力市场辅助服务 削峰填谷 •电力自发自用•容量电费管理 •峰谷价差套利•提升供电可靠性 《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》 鼓励社会资本等各类投资主体投资各类电源、储能及增量配电网项目 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》 到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模30GW 《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 独立储能充电不再承担输配电价和政府性基金及附加 2021年2月 以上 2021年7月 2022年6月 2020年10月 2021年6月 2022年3月 《‘十四五’规划和二〇三五年远景目标》 加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用 《新型储能项目管理规范（暂行） （征求意见稿）》 明确新型储能项目为除抽水蓄能以外的以输出电力为主要形式的储能项目 《“十四五”新型储能发展实施方案》 “十四五”新型储能技术试点示范百兆瓦级先进压缩空气储能系统应用 截止至2021年12月，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增涨9%，我国投运储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中抽水蓄能39.8GW，新型储能5.76GW。 数据来源：中关村储能产业技术联盟 如达到“十四五”期间30GW新型储能装机要求，复合年均增长率将大于50%，如参照各地方政府的“十四五”规划，新型储能装机规模将高达43.7GW，复合年均增长率约为66% 800 700 600 500 400 300 200 100 600 130 40 0 中国新型储能装机规模预测（单位：GW） 750 2021年全球已投运储能项目累计装机分布 2021年中国已投运储能项目累计装机分布 2025E2030E2050E2060E 根据《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》提出，到2050年中国新型储能装置装机量（含V2G）达到600GW，2060年达到750GW。 数据来源：全球能源互联网发展合作组织 资源禀赋——时间及空间的错配 国家《十四五规划》关于能源建设的总体规划 九大清洁能源基地集中三北地区，可再生能源发电占大规模装机导致电网跨地域调控压力大，电网稳定性风险增加 发电侧、电网侧亟需长时、大规模储能系统，它将有效支撑新型电力市场的形成。 传统压缩空气储能 存在三大技术瓶颈 依赖天然气等化石燃料 提供热源 需要特殊地理条件建 造大型储气室 系统效率较低 （42%、54%） 美国MCLNTOSH电站 德国HUNTORF电站 运行原理 先进压缩空气储能系统优点 规模大（100MW+）放电时间长（4h+）寿命长（30-50年）储能周期不受限制不依赖化石燃料 无地理条件限制 可实现冷、热、电三联供效率高达70% 储能时：低质、低谷电驱动多级压缩机将空气压缩至高压，通过级间蓄热降温后储存于储气系统释能时：高压空气从储气系统释放，经级前蓄热系统升温后驱动透平发电 主要功能：调峰、调频（二次或三次）、调相、旋转备用、黑启动 2005年｜15kW液态空气储能系统 2009年｜2MW液态空气储能系统 2010年｜5kW蓄热式压缩空气储能系统 2011年｜15kW先进压缩空气储能系统 2013年｜1.5MW先进压缩空气储能系统 2015年｜国家能源大规模物理储能技术研发中心成立 2016年｜10MW级先进压缩空气储能系统 2017年｜启动100MW系统研发及产业化工作 2018年｜中储国能（北京）技术有限公司注册成立 2020年｜100MW系统核心部件进场 2021年｜10MW实现并网，100MW年底并网 52.1% 60.2% 70.4% 2013年在河北廊坊建成了国际首个1.5MW超临界压缩空气储能示范系统，系统效率达52.1 %，被评价为我国压缩空气储能的一项重要突破，达到国际领先水平 2016年在贵州毕节建成目前国际首台10MW级新型压缩空气储能示范系统，系统效率达60.2%，是全球目前已运行的系统效率最高的压缩空气储能系统 2021年100MW膨胀机安装完成，系统效率达70.4%，是全球首个突破百兆瓦级的先进压缩空气储能系统 2019年进入工信部《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录》 各储能技术对比分析 抽水蓄能 压缩空气 储能 飞轮储能 锂离子电池、 铅蓄电池等 优 势 • • • • • 大功率 储能时间长技术成熟寿命长 运行成本低 • • • • • 大功率 储能时间长寿命长 零污染 容量边际成本递减 • • • • 功率密度高 寿命长环境友好 响应速度快 • • 体积小、能量密 度高 效率高、响应速度快 •环境适应性强 • •响应速度较慢 •能量密度略低 劣 势 • • • • • 充放电时间短 成本较高自放电率高 无大范围应用的需求 •成本高 •存在安全风险 •自放电高 •存在回收问题 受地理资源条件的 限制，移民搬迁、环境破坏问题； 能量密度较低，建设周期长（6-10年）； •总投资较高，未来开发成本增加 功率型储能 能量型储能 优点： •规模大（单机100-300MW） •单位成本低（1000-1200元/kWh） •寿命长（30-50年） •清洁无污染 •建设周期短（1-2年） 劣势： •能量密度较低 •启动速度慢（6-8min） •效率略低（约70%） •处于示范阶段，有待进一步推广 优点： •规模大（单机300-400MW） •单位成本低（600-1200元/kWh） •寿命长（40-60年） •技术成熟，已实现大规模商业运行 劣势： •受地理条件限制，选址困难 •生态环境影响，移民搬迁问题 •能量密度低 •启动速度慢（3-5min） •效率略低（约75%） •建设周期较长（6-10年） 优点： •规模大（单机100-300MW） •单位成本低（1000-1200元/kWh） •寿命长（30-50年） •无爆炸及燃烧风险 •清洁无污染 •系统性能不衰减 劣势： •能量密度较低 •启动速度慢（6-8min） •效率略低（约70%） 优点： •效率较高（约90%） •能量密度高 •响应速度快（毫秒级-秒级） •布置灵活，建设速度快 劣势： •单位成本较高（1500-2500元/kWh） •寿命较短（5-8年） •一致性要求高，有燃烧、爆炸风险 •随使用次数增加，性能衰减 •低温性能较差 长时、大规模是压缩空气储能的发展方向，随着功率的提升，效率优化，成本降低，度电成本媲美抽水蓄能 空气压缩机 换热/储热装备 透平膨胀机 储气库 中储国能陕鼓动力沈鼓集团 中储国能哈尔滨电气东方电气上海电气 中盐/苏盐云南能投 …… 中国能建 中国电建 …… 中储国能、华能集团、中国能建、国家能源集团 …… 调频 调相 储能 事故备用 中储国能、电力设计院（中南院、江苏院等） 核心设备/资源 技术支持 工程建设 投资运营 接入电网系统 调峰 压储的产业链可分为上游核心设备及资源提供方、中游技术提供及建设方、下游投资运营商。 设备/资源供应 技术提供与项目建设 投资运营 接入电网 ×无明确的价格机制 ×处于示范阶段 •鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场——一部分用来服务新能源发电，并同新能源并视为一个整体，保证新能源消纳利用；另一部分可以视作独立容量，参与电力市场 •提高价差——要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20% •增加补贴——山东、河南、甘肃、宁夏、陕西、广东、江苏、新疆等20余个省出台储能运营补贴/补偿政策 及附加 •降低成本——独立储能电站向电网送电，减免其充电电量的输配电价和政府性基金 •推行电力现货市场——�一批试点地区包括：包括南方电网辖区（广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃。�二批试点地区：辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北。 •容量电价机制——“十四五”新型储能发展实施方案中明确建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场 压缩空气储能项目进展 总结 （1）先进压缩空气储能技术较为成熟，且具有单机规模大、储能时间长、使用寿命久、调节性能强等优点。与抽水蓄能电站相比，其不受地理条件限制，建设周期短，单位成本相当，环保无污染，功能性类同等优势，意味着压缩空气储能在未来极有可能成为替代抽水蓄能的储能技术。 （2）压缩空气储能技术正由商业化初期转向规模化发展，全国各地多点开花，目前已经实现最大单机规模100MW系统并网，但技术仍有提升空间。 （3）随着压缩空气储能行业的发展，产业链的完备，技术研发及迭代，成本有望逐步下降，经济优势进一步凸显。 （4）市场化+政策红利加持，压缩空气储能拥有广阔的市场空间。 感谢聆听！