壓縮空氣儲能，成本媲美抽水蓄能，規(guī)劃6GW，或迎來爆發(fā)式增長

風光水火儲也好，風光氫儲也好，儲是關鍵。而這個“關鍵”的本質(zhì)，比的就是成本、就是可及性。氫，這個人類的終極能源，全面實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化還有很長的路要走，可能五年，可能不止。綠電越來越多，消納越來越難。在這個窗口期，鋰明顯不夠用，鈉離子、全釩液流、鐵鉻液流不斷成熟。

最近，趕碳號發(fā)現(xiàn)，空氣壓縮這個本來很傳統(tǒng)、很冷門且小眾的儲能細分領域，居然規(guī)劃產(chǎn)能已達6GW，隨時迎來爆發(fā)性增長也未可知。

01

大背景風光裝機占比不斷提升，電力系統(tǒng)面臨挑戰(zhàn)

光伏、風電屬于不穩(wěn)定出力電源，影響電力系統(tǒng)穩(wěn)定性。

光伏、風電等新能源具有波動性、間歇性與隨機性等特性。風電出力日內(nèi)波動幅度最高可達 80％，出力高峰出現(xiàn)在凌晨前后，午后到最低點，“逆負荷”特性更明顯。光伏日內(nèi)波動幅度 100％，峰谷特性鮮明，正午達到當日波峰，正午前后均呈均勻回落態(tài)勢，夜間出力為0，此外光伏易受天氣影響，天氣陰晴對光伏發(fā)電系統(tǒng)實際有功功率的影響非常明顯，因此每日的實際有功功率也具有一 定隨機性。

正是風電和光伏的這些不穩(wěn)定的特點，對發(fā)電量預測造成了難度，因此二者均屬 于不穩(wěn)定出力的電源。隨著風電光伏的大規(guī)模發(fā)展，并逐漸成為主流能源，這種間歇性、不穩(wěn)定的能源將在發(fā)電端和用戶端大規(guī)模裝機，該情景下整個電力系統(tǒng)的平衡將難以實現(xiàn)。

典型風電發(fā)力曲線與用電負荷曲線對比

資料來源國家電網(wǎng)，索比光伏網(wǎng)

典型光伏發(fā)力曲線與用電負荷曲線對比

資料來源國家電網(wǎng)，索比光伏網(wǎng)

02

儲能大行業(yè)裝機快速提升，商業(yè)模式逐漸明晰

儲能廣泛應用于源網(wǎng)荷，重要性不斷凸顯。

儲能行業(yè)應用場景豐富，主要可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三類。

電源側(cè)對儲能的需求場景類型較多，包括可再生能源并網(wǎng)、電力調(diào)峰、系統(tǒng)調(diào)頻等；電網(wǎng)側(cè)儲能主要發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、支撐新能源高比例外送以及替代輸配電工程投資等作用；用戶側(cè)儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提高供電可靠性等。

然而，在實際應用中，儲能的某一功能應用并不局限于單一應用場景，以平滑輸出、跟蹤出力計劃為例，可同時應用于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。

儲能在電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷端的應用場景及裝機比例

國內(nèi)外裝機量快速提升，需求空間廣闊

儲能鼓勵政策不斷出臺，新型儲能獨立市場主體地位逐漸明晰。自2017年國家能源局出臺《關 于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，明確促進我國儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要意義、總體要求、重點任務和保障措施后，國內(nèi)各類儲能政策相繼出臺。

2021 年 7 月，國家發(fā)改委發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，提出至2025 年，新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達30GW 以上。同月發(fā)布的《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確應合理拉大峰谷電價價差，系統(tǒng)峰谷差率超過 40％的地方，峰谷電價價差原則上不低于41，其他地方原則上不低于31。2022 年以來，更多儲能產(chǎn)業(yè)鼓勵政策出臺，儲能技術路徑 與商業(yè)模式發(fā)展不斷明晰，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。

近年來，全球儲能裝機量快速提升，國內(nèi)發(fā)展大幅提速。

根據(jù) CNESA，全球2021年新增裝機量為18．3GW，同比增長181．30％，截至 2021年底，全球已投運儲能項目的累計裝機量達209．4GW，同比增長 9．58％。

中國儲能行業(yè)起步較晚，但是近幾年發(fā)展速度快。中國2021年新增裝機量為 7．7GW，同比增長140．63％。截至2021年底，中國的累計裝機量達到43．3GW，同比增長21．63％。

2022年前三季度，我國新增儲能裝機7．0GW。截至2022年9月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模50．3GW，同比＋36％，環(huán)比一季度＋7．5％，預計全年大多數(shù)項目的投產(chǎn)期都集中在四季度，特別是年底，屆時裝機規(guī)模一定會有 大幅提升。

2021 年全球儲能累計裝機各類型占比

來源中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）、西部證券

2022Q3 中國儲能累計裝機各類型占比

來源中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）、西部證券

2018－2021 年全球各類新型儲能累計裝機規(guī)模（單位 GW）

來源中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）、西部證券

2018－2022Q3 中國各類新型儲能累計裝機規(guī)模（單位 GW）

來源中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）、西部證券

03

壓縮空氣儲能原理、技術路線

壓縮空氣是機械儲能的一種，其儲能原理為電能與壓力勢能＋熱能的相互轉(zhuǎn)化。

儲能在電網(wǎng)負荷低谷期間，通過壓縮機壓縮空氣存儲電能，并將壓縮空氣運輸至廢棄鹽洞等壓力容器中；

放電在電力緊張時，放出儲氣庫內(nèi)高壓氣體，并將氣體加熱升高至一定溫度后輸送至膨脹機，將壓縮空氣的勢能轉(zhuǎn)變?yōu)榕蛎洐C的機械功輸出，驅(qū)動發(fā)電機發(fā)電。

技術路線蓄熱壓縮空氣儲能是當前主流

按是否分為熱壓分儲，壓縮空氣儲能可分為補燃式和非補燃式兩類。我國現(xiàn)有投產(chǎn)均為非補燃式，其中，又以蓄熱式（絕熱）系統(tǒng)為主流。

補燃式系統(tǒng)僅存儲了壓力勢能，熱能靠燃料在燃燒室中的燃燒提供，20 世紀國外已投產(chǎn)項目采取該技術路線，效率一般低于55％。

非補燃式，將壓縮過程產(chǎn)生的壓縮熱以熱能的形式存儲在蓄熱罐中，效率可提升至60％－70％。其中，絕熱系統(tǒng)實現(xiàn)了對壓縮熱的回收再利用，大幅提升了系統(tǒng)效率。

機械儲能與電化學儲能對比

蓄熱壓縮空氣儲能是當前的主流技術路線

來源《壓縮空氣儲能技術研究現(xiàn)狀與展望》－李季等

04

規(guī)劃6GW，成本媲美抽水蓄能

江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能電站，是由中國華能、中鹽集團、清華大學等多家產(chǎn)學研單位，歷時兩年建成世界首座非補燃式壓縮空氣儲能電站。項目一期儲能裝機60兆瓦，遠期規(guī)劃建設規(guī)模1000兆瓦，儲能容量300兆瓦時，遠期規(guī)劃規(guī)模達1000兆瓦，轉(zhuǎn)化率為60％。

根據(jù)統(tǒng)計，壓縮空氣儲能項目單位投資成本呈持續(xù)下行趨勢，從2014年投產(chǎn)的安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目的60元／W（效率33％）一路下行，當前開工／可研／簽約項目單位投資成本最低已達5－6元／W，已接近抽蓄的5．5－7．0元／W（來源于中國儲能網(wǎng)）。

據(jù)中國科學報相關報道，一套10MW壓縮空氣儲能系統(tǒng)壽命達到30年以上，儲電的成本在0．3～0．5元／度。

壓縮空氣儲能項目投資成本呈明顯下行趨勢（單位元／W）

技術進步持續(xù)拉動能量轉(zhuǎn)化效率持續(xù)提升。

根據(jù)《壓縮空氣儲能技術研究現(xiàn)狀與展望》，基于目前的設備制造水平并扣除由于熱回收效率等各類不可避免的損失，壓縮空氣儲能在理論上的系統(tǒng)效率可達到 70％～80％。

據(jù)中國科學報報道，當前投產(chǎn)的張家口項目效率已達70．4％，相較2013－2014年投產(chǎn)項目的30－50％左右顯著提升。另外，項目規(guī)模普遍已從早期的KW級提升至百MW級，現(xiàn)有簽約項目最大已達1GW／6GWh。同10MW系統(tǒng)相比，100MW系統(tǒng)將提高效率10％，單位成本下降30％。

截止到2022年9月底，已投產(chǎn)項目能量轉(zhuǎn)化效率最高已達70．4％

截止到2022年9月底，現(xiàn)有項目最高裝機容量可達6GWh

隨著技術進步提升能量轉(zhuǎn)化效率＋項目規(guī)模的提升，單位投資成本有望繼續(xù)下行。據(jù)中科院工程熱物理研究所陳海生介紹，壓縮空氣儲能系統(tǒng)壽命達到30年以上，儲電的成本可下降至0．3元／度。

根據(jù)國海證券測算，當壓縮空氣儲能項目單位投資成本為6元／W、儲能時長5h，循環(huán)次數(shù)350次（全年一充一放），充電電價為0．2元／KWh時，其度電成本為0．57元／KWh；循環(huán)次數(shù)700次（全年兩充兩放），其度電成本為0．43元 ／KWh。

壓縮空氣儲能度電成本測算

現(xiàn)有規(guī)劃項目已超6GW，商用大年將至

根據(jù)國海證券統(tǒng)計，截止到2022年9月底，我國壓縮空氣儲能累計裝機容量182．5MW；在建／籌建項目已達6．32GW（不完全統(tǒng) 計）。

截止到2022年9月底，我國已投產(chǎn)壓縮空氣儲能項目（不完全統(tǒng)計）

現(xiàn)有規(guī)劃項目已超6GW，商用大年將至

2019年－2022年9月底，我國在建／籌建壓縮空氣儲能項目合計已達6．3GW（不完全統(tǒng)計）

05

產(chǎn)業(yè)關鍵設備和鹽穴

壓縮空氣儲能產(chǎn)業(yè)鏈主要上市公司

壓縮空氣儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游包括設備（壓縮機、膨脹機、換熱器等）、鹽穴／儲氣罐等。從投資占比來看，壓縮空氣儲能項目建設大致可分為核心設備、其他設備、電氣控制系統(tǒng)、土建及施工等，其中核心設備支出占比 在總建設成本的40％－50％，主要是空氣壓縮機和透平膨脹機。

據(jù)《壓縮空氣儲能技術與發(fā)展》等顯示，壓縮空氣儲能的儲氣庫包括鹽穴、廢舊礦洞、人工硐室、高壓氣罐等多種形式。

鹽穴、廢舊礦洞和人工硐室均可用作大型電站建設，鹽穴單位投資成本最低（主要成本在于初期改造和后期維護）；

低溫儲罐和高壓氣罐一般用于中小型電站，且多處于試驗階段，單位投資成本普遍高于地下儲氣庫。

因此，從經(jīng)濟性和儲氣規(guī)?？剂?，現(xiàn)階段在建、已投產(chǎn)項目多采用鹽穴、礦洞改造、人工硐室。

（趕碳號綜合國海證券、西部證券相關研報）

END

原文標題:壓縮空氣儲能，成本媲美抽水蓄能，規(guī)劃6GW，或迎來爆發(fā)式增長