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。
　　

研究报告全文：TableMain证券研究报告行业专题新能源发电年月日20221215公用事业储能系列报告一压缩空气优于大市维持储能-政策东风与规模效应共证券分析师郭雪振产业化拐点已现资格编号S0120522120001TableSummary投资要点邮箱guoxueteboncomcn联系人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市场表现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沪深3000-5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-10-153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-20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-242021-122022-042022-08-29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-34数据项目合计82GW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相关研究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1002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659GW对应市场空间为37180亿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2300MW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请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电内容目录1新型电力系统下压缩空气储能建设需求逐步提升511新能源装机逐步提升大规模长时储能发展需求强烈512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82政策催化叠加规模化效应压缩空气储能经济性提升1121政策催化下压缩空气储能产业进程加速1122规模化效应下压缩空气储能效率提升成本降低1323容量电价政策规模化效应压缩空气储能经济性有望稳步提升153行业具备广阔市场空间核心设备企业有望受益1831装机规模快速提升市场空间广阔1832上游设备生产商或率先受益发展可期204投资建议265风险提示26227请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电图表目录图1储能进行削峰填谷5图2储能可以平滑出力曲线以符合调度要求5图3储能系统的三大应用场景5图42021年中国各类电力储能项目装机占比6图5中国新型储能市场累计装机容量MW及增速6图6十四五大型清洁能源基地布局示意图7图7长时储能可以在更长维度上调节新能源发电波动7图8各种储能应用场合7图9压缩空气储能运作原理图8图10德国Huntorf电站9图11压缩空气储能技术与发展路径9图12燃烧燃料的压缩空气储能系统示意图10图13存储压缩热的压缩空气储能系统示意图10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12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12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14图17国内压缩空气储能效率呈现提升趋势15图182021-2030年中国压缩空气储能累计装机量预测情况19图19压缩空气储能产业链上游成本占比19图20压缩空气储能行业产业链20图21国际首台100MW先进压缩空气储能系统膨胀机21图22金坛示范项目宽压力-变工况透平膨胀机21图23哈尔滨电气为金坛项目研发的发夹式导热油-空气换热器21图24填充床蓄热蓄冷及换热器实物及内部结构图21图25储气形式与电站装机容量及单瓦时项目总投资情况23图26我国盐矿资源主要分布于中东部以及四川陕西等地24表1储能主要应用场景6表2各类储能对比8表3压缩空气储能各类部件名称及功能介绍9表4代表性新型压缩空气储能技术10327请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电表52021年以来国家持续出台文件支持压缩空气储能发展11表6国内已投运压缩空气储能项目11表7近年压缩空气储能备案项目情况12表8压缩空气储能项目的单位建设成本14表910MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站关键性能参数对比15表1010MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站初始总投资对比单位万元16表11某地峰谷电价制度16表1210MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站度电成本对比16表1310MW非补燃式压缩空气储能电站经济性参数16表14抽水蓄能两部制电价政策17表15容量补贴政策下10MW非补燃式压缩空气储能电站经济性参数17表1610MW非补燃式压缩空气储能电站对系统循环效率的敏感性测算18表1710MW非补燃式压缩空气储能电站对释能电价的敏感性测算18表1810MW非补燃式压缩空气储能电站对初始投资成本的敏感性测算18表192025年压缩空气储能市场空间测算19表20压缩空气储能设备制造主要企业及其布局22表21储气装置应用及特点22表22不同储气库建设成本对比23表23我国东部盐穴资源容量24表24盐穴类主要企业及其布局24427请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电1新型电力系统下压缩空气储能建设需求逐步提升11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资料来源阳光工匠论坛e光伏许继电科储能有限公司德邦研究所资料来源阳光工匠论坛e光伏许继电科储能有限公司德邦研究所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资料来源派能科技招股说明书德邦研究所527请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电表1储能主要应用场景应用场景主要用途具体说明通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电在用电负荷高电力调峰峰时段将存储的电量释放电源侧以储能传统机组联合运行的方式提供辅助动态运行提高传统机组运行效率延缓新建机组的辅助动态运行功效频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响因此频率调节至关重要储能特系统调频别是电化学储能调频速度快可以灵活地在充放电状态之间转换因而成为优质的调频资源辅助服务备用容量是指在满足预计负荷需求以外针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预备用容量留的有功功率储备通过在风光电站配置储能基于电站出力预测和储能充放电调度对随机性间歇性和波动性的可平滑可再生能源发电出力再生能源发电出力进行平滑控制满足并网要求集中式可再生能源并网减少弃风弃光将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网提高可再生能源利用率将储能系统安装在线路上游当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中等到线路缓解电网阻塞负荷小于线路容量时储能系统再向线路放电电网侧在负荷接近设备容量的输配电系统内可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配延缓输配电设备扩容升级电能力从而延缓新建输配电设施降低成本对于安装光伏的家庭和工商业用户考虑到光伏在白天发电而用户一般在夜间负荷较高通过配置电力自发自用储能可以更好地利用光伏电力提高自发自用水平降低用电成本在实施峰谷电价的电力市场中通过低电价时给储能系统充电高电价时储能系统放电实现峰峰谷价差套利谷电价差套利降低用电成本用户侧工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能在高峰负荷时放电从而降低整体负荷达到降容量费用管理低容量电费的目的发生停电故障时储能能够将储备的能量供应给终端用户避免了故障修复过程中的电能中断提升供电可靠性以保证供电可靠性资料来源派能科技招股说明书德邦研究所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32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461GW其中抽水蓄能累计装机规模为398GW占比为863抽水蓄能依然占据最大规模新型储能累计装机规模为57297MW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897压缩空气储能占比较小仅为32图42021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及增速资料来源CNESA储能产业研究白皮书2022摘要版德邦研究所资料来源CNESA储能产业研究白皮书2022摘要版德邦研究所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627请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电体体现在两个方面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资料来源中国政府网德邦研究所资料来源华夏能源网GuerraNature德邦研究所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各种储能应用场合资料来源北极星储能网高工产研新能源研究所GGII德邦研究所727请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电表2各类储能对比分类储能类型效率寿命装机规模建设周期投资成本度电成本机械储能抽水蓄能70-75坝体100年电机设备40-60年几十兆瓦到几百兆6-8年600万元MWh021-025元瓦kWh压缩空气50-7040-50年100兆瓦以上12-18个月500-600万元MWh045-05元kWh重力储能85以上30-35年100MW6个月300万元MWh05元kWh飞轮储能90以上20年几兆瓦到几十兆瓦-1000-1500万元MW电化学储能锂离子电池85-98超5000次--120-170万元MWh062-082元kWh全钒液流电池75-8510000次几兆瓦-1100-1300万MWh071-095元kWh铅酸电池70-902000-4000次--80-100万元MWh061-082元kWh钠离子电池80以上超50000次--90-120万元MWh067-088元kWh铁铬液流电池70-7510000次150kW-产能1GW时候和抽水蓄-能接近化学储能氢储能30-5010000小时1MW2年约1300万元MWh1元kWh以上热储能熔盐储能低于6025年几十兆瓦到几百兆2年约500万MWh约0886元瓦kWh资料来源中国储能网德邦研究所12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资料来源中国物理学会期刊网刘畅等所著压缩空气储能-让电能穿越时空德邦研究所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827请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电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序号部件名称部件功能1压缩机将空气压缩将电能转化为空气内能空气压力可达70-100bar温度可达1000C2冷却器热交换设备用于存入压力容器前的冷却防止空气在压力容器或洞穴中压力减少3压力容器存储冷却后的空气若采用洞穴存储则需要满足耐压程度较高密封性较好的地质条件4回热器热交换设备或燃烧室将空气温度提高至1000左右使涡轮机持续长时间稳定运行以便于提高涡轮机效率涡轮机膨胀5空气通过涡轮机降压内能转化为动能机6发电机多为同步发电机将动能转化为电能资料来源压缩机网德邦研究所最早在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421991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电站资料来源央视科教微信公众号德邦研究所图11压缩空气储能技术与发展路径资料来源王富强等压缩空气储能技术与发展德邦研究所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927请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电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资料来源广东正力精密机械有限公司官网德邦研究所资料来源广东正力精密机械有限公司官网德邦研究所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类型工作原理示意图储能时通过压缩机将空气压缩至高温高压状态后利用储热系统将压缩热储绝热式压缩空气储能存空气降温并储存在储罐中释能时将高压空气释放利用储存的压缩热使空气升温然后推动膨胀机做功发电该系统在压缩过程级间换热及储热绝热压缩空气储能在全部压缩过程结束后储蓄热式压缩空气储能热该系统采用一定措施如活塞喷淋底部注气等通过比热容大的液体水等温式压缩空气储能或者油提供近似恒定的温度环境增大气液接触面积和接触时间使空气在压缩和膨胀过程中无限接近于等温过程将热损失降到最低从而提高系统效率电能转化为液态空气的内能以实现能量存储的技术储能时系统驱动空气分离液态空气储能及液化装置产生液化空气储存于低温储罐中释能时将低温储罐中液态空气加压吸热驱动透平发电储能时系统利用电力驱动压缩机将空气压缩到超临界状态在回收压缩热后利超临界压缩空气储能用存储的冷能将其冷却液化并储于低温储罐中释能时液态空气加压回收冷量达到超临界状态并进一步吸收压缩热后通过透平膨胀机驱动电机发电资料来源纪律等所著压缩空气储能技术研发现状及应用前景德邦研究所1027请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电2政策催化叠加规模化效应压缩空气储能经济性提升21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52021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措施关于推进电力源网荷储一体化和国家发改委国利用存量常规电源合理配置储能统筹各类电源规划设计建设运2021年2月多能互补发展的指导意见家能源局营优先发展新能源中华人民共和国国民经济和社会2021年3月发展第十四个五年规划和2035年远中共中央推进煤电灵活性改造加快抽水蓄能建设和新型储能技术规划化应用景目标纲要坚持储能技术多元化推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下关于加快推动新型储能发展的指国家发展改革降和商业化规模应用实现压缩空气液流电池等长时储能技术进入商业化2021年7月导意见委国家能源局发展初期加快飞轮储能钠离子电池等技术开展规模化试验示范以需求为导向探索开展储氢储热及其他创新储能技术的研究和示范应用2021年9月新型储能项目管理规范暂行国家能源局规定新型储能项目为除抽水蓄能外并且对外提供服务的储能项目关于完整准确全面贯彻新发展理中共中央国务2021年10月加强电化学压缩空气等新型储能技术攻关示范和产业化应用念做好碳达峰碳中和工作的意见院到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段具备大规模商业化十四五新型储能发展实施方国家发展改革2022年3月应用条件推动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用将百兆瓦级压案委国家能源局缩空气储能关键技术作为十四五新型储能核心技术装备攻关重点方向国家发改委办公关于进一步推动新型储能参与电独立储能电站向电网送电的其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金2022年5月厅国家能源局力市场和调度运用的通知及附加综合司研发压缩空气储能飞轮储能液态和固态锂离子电池储能钠离子电池储科技支撑碳达峰碳中和实施方案2022年8月科技部等九部门能液流电池储能等高效储能技术研发梯级电站大型储能等新型储能应用20222030年技术以及相关储能安全技术大幅提升电化学储能装备的可靠性加快压缩空气储能飞轮储能装备的研加快电力装备绿色低碳创新发展工业和信息化部2022年8月制研发储能电站消防安全多级保障技术和装备研发储能电池及系统的在行动计划等五部门线检测状态预测和预警技术及装备电力现货市场基本规则征求意国家能源局综合推动储能分布式发电负荷聚合商虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场2022年11月见稿司主体参与交易资料来源各政府网站德邦研究所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15MW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1825MW表6国内已投运压缩空气储能项目项目时间项目进展储能功率参与方廊坊15MW超临界压缩空气储能示范项目2013投运15MW中科院工程热物理研究所安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目2014投运500KW国家电网江苏同里500kW液态空气储能示范项目2018已投运500KW国网全球能源互联网研究院杭氧川空山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站一期2021投运10MW中储国能1127请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电贵州毕节10MW压缩空气储能示范项目2021投运10MW中科院工程热物理研究所中盐集团中国华能集团清华大学国家电网东金坛盐穴压缩空气储能项目2022投运60MW方电气等张北巨人能源有限公司中国科学院工程热物理研究张家口国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目2022投运100MW所中储国能北京技术有限公司中国电建集团水电四局资料来源中国储能网储能与电力市场观研天下网等德邦研究所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132亿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资料来源中国科学院德邦研究所资料来源中国科学院德邦研究所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82GW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5300MW1800MWh盐穴压缩空气储能项目峄城区1000MW5000MWh压缩空气储能项目表7近年压缩空气储能备案项目情况压缩空功率容量序号省份项目名称气储能项目单位备案日期MWMWh时长1山东檀山新能源压缩空气储能发电项目山东檀山新能源科技有限公司20221121备案2山东山东海阳150MW1200MWh压缩空气储能项目15012008国家电投集团海阳能源科技有限公司20221115备案山东中电建肥城5x300MW1800MWh盐穴压缩空气储3150090006中电建肥城新能源有限公司20221114备案能项目4山东峄城区1000MW5000MWh压缩空气储能项目100050005枣庄华金储能科技有限公司2022104备案5山东歌尔一级能效等级压缩空气站建设项目歌尔股份有限公司2022920备案山东山亭区冯卯镇800MW4800MWH压缩空气储能电680048006山东来来乡村储能科技有限公司202299备案站项目山东2022年9月一期7山东泰安2x300MW级压缩空气储能创新示范工程600山东数科新能源有限公司开工山东2022年4月开工8滕州曹庄煤矿100MW先进压缩空气储能示范项目1004004山东省滕州曹庄煤炭有限责任公司动员会议9山东国家能源集团国华兰陵压缩空气储能电站项目1006006山东国华时代投资发展有限公司202233备案10山东华能沾化火电退役机组改造压缩空气电蓄热储华能沾化新能源有限公司2022216备案1227请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电能示范项目11山东山东肥城300MW先进压缩空气储能电站300中储国解山东电力能源有限公司2022年9月开工12湖北湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程30015005湖北楚韵储能科技有限责任公司2022年开工13江苏华能金坛盐六压缩空气储能发电项目603005中盐集团清华大学中国华能一期2021年井网江苏淮安465MW2600MWh盐穴压缩空气储能项2022年7月可研14江苏46526005江苏国源储能科技有限公司目报告过审阜康市华能100万光伏压缩空气储能15新疆100MW1000MWh并引进生物质气化制绿氢及捕100100010华能阜康新能源科技有限公司20221013备案捉二氧化碳项目河北启迪辉腾新能源科技开发有限公司河北启迪辉腾新能源科技开发有限公16河北200800420221118备案200MW800MWh压缩空气储能项目司河北河北华电沧州南大港200MW1600MWh先进压缩中国华电集团河北华瑞能源集团有限17200160082022109备案空气储能项目公司河北张家口市张北县张北巨储新能源科技有限公司百兆181004004张北巨人能源有限公司2021年并网瓦先进压缩空气储能示范项目忻州市忻府区磷酸锂铁压缩空气飞轮共享信能19山西1006006忻州建昊新能源有限公司2022929备案电站项目建设中一期建设20山西基于煤矿巷道压缩空气储能发电系统100北京启迪清洁能源科技有限公司50MW南靖县300MW1200MWh新型压缩空气储能基地21福建30012004中电福建电力开发有限公司2022928备案项目华能驻马店驿城区300MW1800MWh抽水压缩空22河南30018006华能集团20221128备案气复合储能项目河南200MW800MWh压缩空气储能的源网荷储一体化23200800420221116备案项目24河南鲁山县压缩空气储能项目2022826备案河南河南南达储能技术有限公司濮阳市范县251008008河南雨达储能技术有限公司202277备案100MW800MWh先进压缩空气储能电站项目26河南先进压缩空气储能基地建设项目2022514备案河南泰捷瑞信能技术公司濮阳经济技术开发区271008008泰捷瑞储能技术公司2022427备案100MW800MWh先进压缩空气储能电站项目河南南阳市豫能南都新能源有限公司压缩空气储能电站28南阳市豫能南都新能源有限公司202247备案项目河南平顶山叶县200MW1600MWh先进压缩空气盐2920016008平顶山展光储能有限公司2022年开工穴储能电站项目浙江浙能电力股份有限公司台州发电30浙江台州发电厂百兆瓦压缩空气储能示范项目10040042022215备案厂31浙江华能仙居董石矿压缩空气储能创新示范项目一期25010004仙居京田能源有限公司2022210备案32浙江华能仙居董石矿压缩空气储能创新示范项日二期25010004仙居京田能源有限公司2022210备案国华投资宁夏新能源石沟驿煤矿100MW400MWh2022517发布采33宁夏1004004神华宁夏宁东新能源有限责任公司压缩空气储能项目购公告34广东唐潮安凤塘100MW600MWh压缩空气储能项目1006006广东大康国际潮州发电有限责任公司2022928备案2022年11月2335湖南湖南衡阳百兆瓦级盐穴压缩空气储能创新示范项目中雁清盐储能科技有限公司日签约合计817540200资料来源能源电力说德邦研究所22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1327请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电图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资料来源王富强等压缩空气储能技术与发展德邦研究所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元此外部分可研阶段和规划阶段的百兆瓦级别压缩空气储能项目单千瓦估算投资为5000-6000元已与大型抽水蓄能电站相当表8压缩空气储能项目的单位建设成本项目关键时点单位建设成本元kW肥城10MW项目一期2021年并网10000金坛60MW项目2021年并网8333张家口100MW项目2021年并网8400应城300MW项目2022年开工6000平顶山200MW项目2022年开工7500泰安2300MW项目2022年8月完成可研评审5667肥城300Mw项目二期2022年立项5000资料来源观研天下网德邦研究所压缩空气储能规模化发展推动效率水平逐步提升压缩空气储能的装机效率对项目的经济性及行业发展影响重大从国内已投产项目的装机效率来看随着装机容量的提升系统效率也有所提升其中兆瓦级系统效率约为52110MW级系统效率约为60100MW级项目的系统效率约为70已逐渐逼近751427请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电图17国内压缩空气储能效率呈现提升趋势80效率70407070602060606052105040333020100资料来源观研天下网德邦研究所23容量电价政策规模化效应压缩空气储能经济性有望稳步提升目前10MW非补燃式压缩空气系统的研发与示范是国内许多学者和机构正在关注的热点也是由kw或MW级小功率机组向百兆瓦级大功率机组过渡的关键技术因此在本篇报告中我们选取了10MW80MWh的非补燃式压缩空气储能系统电站为例分析峰谷价差套利模式下非补燃式压缩空气储能电站的经济性参照周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究10MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站的关键参数如下表所示表910MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站关键性能参数对比参数非补燃式压缩空气储能电站传统压缩空气储能电站储能功率MW1524释能功率MW1010储能时间h88释能时间h88循环效率6542电站年运行时间h48004800储气室罐容积m62536253储能阶段空气平均流量kgs2748换热器中蓄热介质流量kgs30燃烧过程中所需天然气流量kgs11资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所非补燃式压缩空气储能电站储能初始投资成本略高于传统压缩空气储能电站主要系换热蓄热装置投资成本增大根据周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究10MW非补燃压缩空气储能电站初始投资为6678万元略高于压缩空气储能电站1527请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电表1010MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站初始总投资对比单位万元成本类别非补燃式压缩空气储能电站传统压缩空气储能电站备注压缩机机组18703252189元kgh膨胀机机组100810081008元千瓦换热器320200根据换热器参数换热介质流量估算蓄热器400根据蓄热器耗材估算蓄热介质600根据蓄热介质总量估算电气及控制设备500300储气室320320地下盐穴6-10美元Kwh土地费用160160参考Huntorf电站面积16万亩其他材料基建等15001000综合估算初期总投资66786240投资成本转为固定资产比例为095资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所峰谷价差套利是压缩空气储能主要盈利模式之一压缩空气储能主要功能定位在于缓解弃风弃光以及削峰填谷调节峰谷差因此考虑压缩空气储能系统利用低谷电储电并在用电高峰时向电网送电参考某地区峰谷电价制度如下表峰段电价为081元千瓦时谷段电价为027元千瓦时表11某地峰谷电价制度序号项目数值1峰段电价时间700-11001900-23002工业用电峰电电价081元千瓦时3谷段电价时间2300-7004工业用电谷电电价027元千瓦时资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所综合考虑两类压缩空气储能电站的运行成本包括储能购电成本费用天然气费用人员工自费固定资产折旧修理费我们计算得到非补燃式传统压缩空气储能电站的度电成本分别为06861629元千瓦时非补燃式压缩空气储能电站的度电成本较传统压缩空气储能电站下降5790表1210MW非补燃式压缩空气储能电站与传统压缩空气储能电站度电成本对比运行成本分类非补燃式压缩空气储能电站传统压缩空气储能电站备注储能购电成本费万元99692154286低谷电价027元千瓦时天然气费用万元178200工业用天然气单价2元m天然气密度075kgm人员工资费万元120906万元人年修理费万元12688211856固定资产总值的2固定资产折旧万元40179337544折旧年限15年残值率取5生产运行成本万元164560390886利用谷电电价用电储电度电成本元千瓦时06861629资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所测算假设项目建设周期为1年运营周期为25年贴现率为3522022年五年期国债利率得到非补燃式压缩空气储能电站项目的内部收益率为937静态投资回收周期为1054年动态投资回收周期为1283年表1310MW非补燃式压缩空气储能电站经济性参数序号参数数值1内部收益率9372净现值万元4837261627请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电3静态投资回收周期年10544动态投资回收周期年1283资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所测算由于我国没有出台专门针对压缩空气储能系统的补贴政策参考抽水蓄能电站的最新补贴政策进行有容量补贴条件下的经济性计算2021年5月国家发改委出台关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见规定抽水蓄能两部制电价政策并于2023年开始实施表14抽水蓄能两部制电价政策定价与分成策略具体内容以政府定价方式在成本调查基础上对标行业先进水平合理确定核价参数明确电站经营期按40年核定经营期内资本金内部收容量电价形成容量电价益率按65核定按照经营期定价方法核定容量电价并随省级电网输配电价监管周期同步调整在电力现货市场运行的地方抽水蓄能电站抽水电价上网电价按现货市场价格及规则结算在电力现货市场尚以竞争方式形成未运行的地方抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供抽水电价按燃煤发电基准价的75执行鼓励委托电电量电价电量电价网企业通过竞争性招标方式采购抽水电价按中标电价执行因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购上网电价按燃煤发电基准价执行构建收益分享机构建辅助服务和电量电价相关收益分享机制收益的20留存给抽水蓄能电站分享80在下一监管周期核定电分成模式制站容量电价时相应扣减推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场资料来源国家发改委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见德邦研究所参照以上抽水蓄能两部制电价政策并考虑到压缩空气储能电站实际运营时间我们假设10MW非补燃式压缩空气储能电站运营期为25年经营期内资本金内部收益率按65进行核定储能电价等于工业用电谷电电价027元千瓦时释能电价为工业用电峰电电价081元千瓦时电量电价产生收益的20留存给压缩空气储能电站容量电价的测算方式是基于弥补成本合理收益原则按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现以实现整个经营期现金流收支平衡为目标核定电站容量电价计算得到容量电价为79435元千瓦内部收益率为1002因此容量电价补贴模式下的收益率水平高于未获得容量补贴表15容量补贴政策下10MW非补燃式压缩空气储能电站经济性参数参数无容量补贴政策容量补贴政策内部收益率9371002净现值万元483726544071静态投资回收周期年10541006动态投资回收周期年12831211资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所测算我们选择10MW非补燃式压缩空气储能循环效率释能电价初期总投资成本为影响项目经济性的不确定因素进行敏感性分析储能系统效率压缩空气储能的效率直接影响能量转换效率假设循环效率的变化区间为55-75随着循环效率的逐步提升内部收益率水平稳步提升对比无容量补贴条件与有容量补贴条件无容量补贴条件下内部收益率对循环效率的敏感性更大1727请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电表1610MW非补燃式压缩空气储能电站对系统循环效率的敏感性测算循环效率5560657075内部收益率-无容量补贴59378493710631169内部收益率-有容量补贴938973100210271049资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所测算释能电价在储能电价不变的情况下释能电价改变则对应峰谷价差也发生变化当释能电价为061元千瓦时此时峰谷价差仅为034元千瓦时内部收益率为负值表明电站项目无法回收成本随着释能电价逐步提升峰谷价差逐步拉大压缩空气储能项目IRR逐步提升当释能电价达到101元千瓦时无容量补贴时的内部收益率水平高达2476表1710MW非补燃式压缩空气储能电站对释能电价的敏感性测算释能电价元千瓦时061071081091101峰谷价差元千瓦时034044054064074内部收益率-无容量补贴-14347193717352476内部收益率-有容量补贴829916100211681330资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所测算初始投资成本初始投资成本的变化直接影响项目每年的成本对于10MW非补燃式压缩空气储能电站当单千瓦投资成本由6678元千瓦降低至5678元千瓦内部收益率将由937提升至1153静态投资回收周期将由1054年降低至911年预计随着压缩空气储能规模化发展以及技术进步初始投资成本仍有进一步降低空间压缩空气储能项目的经济性有望进一步提升表1810MW非补燃式压缩空气储能电站对初始投资成本的敏感性测算初始总投资万元56786178667871787678单千瓦投资成本元kw56786178667871787178内部收益率11531037937848769净现值万元583726533726483726433726383726静态投资回收周期年911982105411251197动态投资回收周期年10661174128313911499资料来源周倩所著的压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究德邦研究所测算3行业具备广阔市场空间核心设备企业有望受益31装机规模快速提升市场空间广阔压缩空气储能装机快速提升政策催化下百兆瓦级别压缩空气储能将加快示范应用此外随着国内电力市场改革不断推进峰谷价差有望进一步拉大项目经济性将进一步提升多重因素下预计我国压缩空气储能行业将迎来快速发展时期据观研天下预测在中性条件下2022-2025年我国新增储能装机中压缩空气储能渗透率或将达到10新增装机容量659GW预计2025年累计装机容量为676GW2026-2030年新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到23新增装机量3639GW预计2030年我国压缩空气储能累计装机容量达到1827请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电4315GW预计2021-2030年我国压缩空气储能装机量年均增长率将达到85图182021-2030年中国压缩空气储能累计装机量预测情况保守GW中性GW乐观GW70585860504315402773302010056761034701701701702021E2025E2030E资料来源观研天下网德邦研究所压缩空气储能设备成本构成从成本占比来看中商产业研究院数据显示压缩机和膨胀机各占比20左右蓄热换热装置占15-20储气系统占20-30厂房土地占比10其他占比10图19压缩空气储能产业链上游成本占比其他厂房土地1010压缩机20储气系统25膨胀机20蓄热换热装置15资料来源Wind中商产业研究院德邦研究所中性条件下预计2025年压缩空气储能市场空间为37180亿元参考2025年压缩空气储能装机规模预测我们对2025年压缩空气储能市场空间进行测算假设储能电站平均单位建设成本为5500元KW在中性情况下2025年空气压缩储能建设投资累计市场空间有望达到3718亿元其中作为压缩空气储能关键设备的压缩机膨胀机市场空间分别为744亿744亿蓄热换热装置市场空间有望达到558亿元储气系统市场空间或超93亿元表192025年压缩空气储能市场空间测算保守中性乐观压缩空气储能装机规模GW3476761005压缩空气储能单位建设造价元KW550055005500关键设备-压缩机占比202020关键设备-膨胀机占比202020关键设备-蓄热换热装置占比151515关键设备-储气系统占比2525251927请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明行业专题新能源发电压缩机市场空间亿元3817743611055膨胀机市场空间亿元3817743611055蓄热换热装置市场空间亿元286355778291储气系统市场空间亿元4771929513819总市场空间亿元190853718055275资料来源Wind中商产业研究院观研天下网王富强等压缩空气储能技术与发展德邦研究所32上游设备生产商或率先受益发展可期产业链上游为资源与设备供应包括空气压缩机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压缩空气储能电站接入电网系统服务于工商业用电居民用电等部门起到调峰填谷等作用从产业链建设来看目前我国已初步构建压缩空气储能产业链雏形多家上市公司基于自身资源积极布局压缩空气储能业务图20压缩空气储能行业产业链资料来源中国储能网观研天下网德邦研究所1压缩机决定系统效率技术壁垒较高可部分实现国产化压缩机一般为多级压缩机带级间冷却装置决定着整个压缩空气储能系统的效率因此开发大流量高效率高排气温度的压缩技术成为行业发展的关键根据王富强等所著的压缩空气储能技术与发展目前国内制造厂家主要有沈鼓集团陕鼓动力等国外主要有阿特拉斯科普柯西门子等100MW级压缩机目前基本可以实现国产化但大规模压缩机的设计制造仍需技术研发实现单机300MW级仍存在很大难度和技术瓶颈需现有压缩机采用并联或串联方式实现2膨胀机是做功发电关键核心部件根据王富强等所著的压缩空气储能技术与发展膨胀机利用了压缩空气膨胀降压时势能转化为动能的原理可以分为活塞膨胀机和透平膨胀机其中透平膨胀机具有流量大结构简单体系小效率高运转周期长等特点适用于压缩空气储能项目国内生产厂家主2027请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明