公用事业行业储能系列报告(一)：压缩空气储能-政策东风与规模效应共振，产业化拐点已现

新能源装机快速提升，压缩空气储能建设需求强烈。新能源装机规模快速提升，风光发电对电网的影响逐步提升，长时大容量可在更长时间维度上调节新能源发电波动，作用将逐步凸显。抽水蓄能与压缩空气储能均为长时大容量存储，但压缩空气储能的建设周期一般为12-18个月，远低于抽水蓄能，且受地理位置影响更小，未来国家推进压缩空气储能项目建设的需求强烈。 政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性有望提升。1）政策端：2022年3月出台的《“十四五”新型储能发展实施方案》要求推动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用，政策推动下国内压缩空气储能项目进程加快，据不完全统计，截至2022年11月，备案、签约、在建、投运项目合计35个，其中公开规模数据项目合计8.2GW，剔除掉已投运项目，备案项目规模远超已投运项目，产业化的拐点已现。此外，随着电力市场改革的逐步深入，容量电价政策有望从抽水蓄能向其他储能行业迁移，压缩空气储能作为可替代抽水蓄能的长时大容量储能，有望率先获得容量电价政策激励。2）产业端：压缩空气储能机组容量随着技术迭代正逐步扩大，2022年9月，河北张家口100MW项目顺利并网也标志着国内百兆瓦级别项目顺利投产。参考国内已建设的示范项目，随着机组容量逐步提升，规模化效应凸显，单千瓦投资成本逐步下降，系统效率逐步提升。3）经济性：类比抽蓄容量电价政策，以10MW非补燃式压缩空气储能电站基本参数作为参考进行项目经济性测算，预计项目内部收益率可达到10.02%。若我们考虑规模化效应带来的系统效率提升、初始投资成本降低以及电力市场改革带来峰谷价差进一步拉大，预计项目内部收益有望进一步提升。 行业具备广阔市场空间，核心设备企业有望率先受益。政策推进叠加规模项目，国内压缩空气储能项目经济性有望逐步提升，多重因素影响下，预计我国压缩空气储能装机将实现快速提升。观研天下预计，中性条件下，2025年我国压缩空气储能装机规模较2022年将新增6.59GW，对应市场空间为371.80亿元。从产业链来看，上游为资源与设备供应，包括空气压缩、膨胀机、换热设备、盐穴资源四类；中游为开发建设，包括技术支持、设计开发、系统集成、建设运营；下游为综合应用。我们预计随着产业化进程的加快，上游具备核心技术优势的设备厂商与盐穴资源商将能率先受益。 投资建议：随着新能源装机逐步提升，风光发电的间接性对电网的影响逐步提升，长时大容量储能迎来发展机遇，对比抽水蓄能，压缩空气储能建设周期短且受地理位置影响较小，未来具备广阔成长空间。此外，随着电力市场体系改革深化与产业链成本下降，装机规模有望快速提升，建议关注：具备300MW压缩空气储能系统设计能力的【陕鼓动力】；国内发电设备领军者且具有膨胀机与换热设备研发制造能力的【东方电气】；携手中储国能共同开发465MW压缩空气储能项目的【苏盐井神】；同中国电力、清华大学合作打造湖南首个百兆瓦压缩空气储能项目的【雪天盐业】；具备丰富盐穴资源并协同中能建开发山东泰安2×300MW压缩空气储能项目的【鲁银投资】；具备换热器开发制造能力的【中泰股份】。 风险提示：政策推进不及预期、产业发展不及预期、新能源发展不及预期。 1.新型电力系统下，压缩空气储能建设需求逐步提升 1.1.新能源装机逐步提升，大规模长时储能发展需求强烈 储能是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，可以平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性。 图1：储能进行削峰填谷 图2：储能可以平滑出力曲线以符合调度要求 储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。 1）发电侧电力需求场景较多，包括削峰填谷、电力市场辅助服务、可再生能源并网等；2）输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等； 3）用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。 图3：储能系统的三大应用场景 表1：储能主要应用场景应用场景 各类储能中，抽水蓄能占比最大，新型储能增速较高，压缩空气储能占比仅为3.2%。根据CNESA发布的《储能产业研究白皮书2022（摘要版）》，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，其中抽水蓄能累计装机规模为39.8GW，占比为86.3%，抽水蓄能依然占据最大规模，新型储能累计装机规模为5729.7MW，同比增长75%，市场增量主要来自新型储能。新型储能中，锂离子电池占据主要地位，占比达到89.7%，压缩空气储能占比较小，仅为3.2%。 图4：2021年中国各类电力储能项目装机占比 图5：中国新型储能市场累计装机容量（MW）及增速（%） 新能源发电时间与空间错配，对电网稳定性带来挑战。随着风光装机规模的不断提升，发电的间歇性对电网的影响越来越大，对电网的稳定性带来挑战，具体体现在两个方面：1）时间错配：风光发电时间与用电负荷高峰时间不匹配，风电在白天出力较小，夜晚出力较高，而光伏在阴天以及夜间出力也会骤降。2）空间错配：我国九大清洁能源基地均集中在三北地区，而用电负荷较高的地区多为中东部地区，空间错配导致电网跨地区调控压力大，电网稳定性风险增加。 风光装机规模快速增长，长时大规模储能需求可观。长时储能可以凭借长周期、大容量的特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，保障电力供应，降低全社会用电成本。2021年，美国能源部将至少连续运行（放电）时间达10小时，使用寿命为15至20年的储能定义为长时储能。一般而言，国内将充放电循环时长高于4小时或者数天、数月的储能系统都称为长时储能。 图6：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图 图7：长时储能可以在更长维度上调节新能源发电波动 长时储能中，抽水蓄能发展最成熟，但建设周期长且受地理位置影响，压缩空气储能可实现替代。根据储能类型的差异，储能可以分为机械储能、电化学储能、化学储能、热储能，其中长时大容量存储主要包括抽水蓄能、压缩空气储能。 然而抽水蓄能受地理条件限制，能量密度较低，总投资较高，且建设周期一般需要6-8年。相比而言，压缩空气储能虽然效率相对较低，但建设周期相对较短，一般为12-18个月，此外压缩空气储能场地限制较少，虽然将压缩空气存储在合适的地下矿井或熔岩下的洞穴是最经济的方式，但是现代压缩空气存储的解决方法是用地面储气罐取代溶洞。 图8：各种储能应用场合 表2：各类储能对比分类 1.2.非补燃压缩空气储能效率高且符合清洁化要求，技术不断突破 压缩空气储能基本原理：低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。 图9：压缩空气储能运作原理图 主要设备：压缩空气系统由压缩机、冷却器、压力容器、回热器、涡轮机（膨胀机）以及发电机组成，其中压缩机与涡轮机（膨胀机）为系统核心设备。 表3：压缩空气储能各类部件名称及功能介绍 最早在1950年左右，美国即提出压缩空气储能相关专利。1978年，德国建成了第一座压缩空气储能电站（Huntorf电站），储能功率是60MW，释能功率是290MW，在地下废弃的矿洞中存储，储能效率是42%。1991年，美国建成第二座压缩空气储能电站McIntosh电站，储能功率是50MW，释能是110MW，也是存储在矿洞中，储能系统效率54%。以上两座电站均为补燃式压缩空气储能电站。 图10：德国Huntorf电站 图11：压缩空气储能技术与发展路径 补燃式压缩空气储能电站存在技术缺陷。即盐穴中高压空气释放后需加热膨胀以产生更大推力，维持系统循环运行，因此需要烧煤或天然气加热空气，这个过程称为“补燃”。所以，传统补燃式压缩空气储能存在天然技术瓶颈，包括天然气等化石能源提供热源且系统效率较低，一般效率仅为40%-55%左右。 非补燃式压缩空气储能电站符合清洁环保特征，具备广阔前景。非补燃式压缩空气系统则是利用自身的“内循环”，即将压缩空气过程中产生的大量热能储存起来，待发电时在将存储热能释放，成为天然的“助推剂”，整个过程没有任何燃烧、排放，因此更符合清洁低碳特征，且效率更高，电能转换效率可提升至60%以上。 图12：燃烧燃料的压缩空气储能系统示意图 图13：存储压缩热的压缩空气储能系统示意图 新型的压缩空气储能主要包括绝热式、蓄热式、等温、液态和超临界压缩空气储能，随着技术的进步，不断解决压缩空气储能对大型储气室的依赖，并进一步提高系统效率。 表4：代表性新型压缩空气储能技术 2.政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性提升 2.1.政策催化下，压缩空气储能产业进程加速 国家层面出台多项政策支持压缩空气储能产业的发展。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出要实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。2022年3月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求推动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用。2022年8月，工业和信息化部等五部门联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，要求加快压缩空气储能装备的研制。国家层面出台的一系列的政策为压缩空气储能的产业化发展奠定了基础。 表5：2021年以来国家持续出台文件支持压缩空气储能发展时间政策名称单位 从兆瓦级向百兆瓦级迈进，我国压缩空气储能产业化进程加快。2013年，廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目投运，是我国正式投入的第一个压缩空气储能项目。2021年，我国压缩空气储能示范项目取得多个里程碑式进展，山东肥城10MW项目与贵州毕业10MW项目均完成并网发电，正式投运。2022年，江苏金坛60MW盐穴压缩空气储能、张家口100MW先进压缩空气储能国家示范项目投运，压缩空气储能产业化进程有所加快。综合来看，已投运项目规模约为182.5MW。 表6：国内已投运压缩空气储能项目 里程碑：百兆瓦级别压缩空气储能项目顺利投运。2021年8月，由中国电建所属水电四局承建技术来源于中科院工程热物理所的全球首套百兆瓦先进压缩空气储能示范电站地下储气装置一期工程项目正式开工，并于2022年9月底在河北张家口顺利并网发电，是目前世界单机规模最大、效率最高的新型压缩空气储能电站。该项目总规模为100兆瓦/400兆瓦时，核心装备自主化率100%，每年可发电1.32亿度以上，能够在用电高峰为约5万户用户提供电力保障。 图14：张家口百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目储热罐 图15：张家口百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目控制室 备案项目规模远超已投运项目。能源电力说数据显示，据不完全统计，截至2022年11月，山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等12省备案、签约、在建、投运压缩空气储能项目合计35个，其中25个公开规模数据，合计8.2GW，剔除掉已投运项目，备案项目规模远超已投运项目。 山东省已出现吉瓦时备案项目，如中电建肥城5×300MW/1800MWh盐穴压缩空气储能项目、峄城区1000MW/5000MWh压缩空气储能项目。 表7：近年压缩空气储能备案项目情况 2.2.规模化效应下，压缩空气储能效率提升、成本降低 压缩空气储能建设成本逐步降低。根据王富强等所著的《压缩空气储能技术与发展》，压缩空气储能电站的机组容量随着技术迭代更新正逐步增大，每千瓦的投资正逐步减少。 图16：压缩空气储能项目进展与每千瓦投资、电站装机容量关系 以国内建设的示范项目为例，2014年国内投运的非补燃压缩空气示范项目芜湖电站装机量为500kw，单千瓦的投资成本高达60000元；2021年国内投运的肥城一期电站装机量达到10MW，单千瓦投资成本降至10000元。从百兆瓦项目建设成本来看，已建成的张家口100MW项目单千瓦投资成本为8400元，此