壓縮空氣儲能專題研究-政策東風與規(guī)模效應共振產業(yè)化拐點已現

壓縮空氣儲能專題研究：政策東風與規(guī)模效應共振，產業(yè)化拐點已現1.新型電力系統(tǒng)下，壓縮空氣儲能建設需求逐步提升1.1.

新能源裝機逐步提升，大規(guī)模長時儲能發(fā)展需求強烈儲能是保障清潔能源大規(guī)模發(fā)展和電網安全經濟運行的關鍵。儲能技術可以彌補電力系統(tǒng)中缺失的“儲放”功能，使得實時平衡的“剛性”電力系統(tǒng)變得更加“柔性”，可以平抑大規(guī)模清潔能源發(fā)電接入電網帶來的波動性，提高電網運行的安全性、經濟性和靈活性。儲能的應用場景可以分為發(fā)電側儲能、輸配電側儲能和用電側儲能三大場景。1）發(fā)電側電力需求場景較多，包括削峰填谷、電力市場輔助服務、可再生能源并網等；2）輸配電側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等；

3）用戶側儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。各類儲能中，抽水蓄能占比最大，新型儲能增速較高，壓縮空氣儲能占比僅為3.2%。根據CNESA發(fā)布的《儲能產業(yè)研究白皮書2022（摘要版）》，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW，其中抽水蓄能累計裝機規(guī)模為39.8GW，占比為86.3%，抽水蓄能依然占據最大規(guī)模，新型儲能累計裝機規(guī)模為5729.7MW，同比增長75%，市場增量主要來自新型儲能。新型儲能中，鋰離子電池占據主要地位，占比達到89.7%，壓縮空氣儲能占比較小，僅為3.2%。新能源發(fā)電時間與空間錯配，對電網穩(wěn)定性帶來挑戰(zhàn)。隨著風光裝機規(guī)模的不斷提升，發(fā)電的間歇性對電網的影響越來越大，對電網的穩(wěn)定性帶來挑戰(zhàn)，具體體現在兩個方面：1）時間錯配：風光發(fā)電時間與用電負荷高峰時間不匹配，風電在白天出力較小，夜晚出力較高，而光伏在陰天以及夜間出力也會驟降。2）空間錯配：我國九大清潔能源基地均集中在三北地區(qū)，而用電負荷較高的地區(qū)多為中東部地區(qū)，空間錯配導致電網跨地區(qū)調控壓力大，電網穩(wěn)定性風險增加。風光裝機規(guī)?？焖僭鲩L，長時大規(guī)模儲能需求可觀。長時儲能可以憑借長周期、大容量的特性，在更長時間維度上調節(jié)新能源發(fā)電波動，保障電力供應，降低全社會用電成本。2021年，美國能源部將至少連續(xù)運行（放電）時間達10小時，使用壽命為15至20年的儲能定義為長時儲能。一般而言，國內將充放電循環(huán)時長高于4小時或者數天、數月的儲能系統(tǒng)都稱為長時儲能。長時儲能中，抽水蓄能發(fā)展最成熟，但建設周期長且受地理位置影響，壓縮空氣儲能可實現替代。根據儲能類型的差異，儲能可以分為機械儲能、電化學儲能、化學儲能、熱儲能，其中長時大容量存儲主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能。然而抽水蓄能受地理條件限制，能量密度較低，總投資較高，且建設周期一般需要6-8年。相比而言，壓縮空氣儲能雖然效率相對較低，但建設周期相對較短，一般為12-18個月，此外壓縮空氣儲能場地限制較少，雖然將壓縮空氣存儲在合適的地下礦井或熔巖下的洞穴是最經濟的方式，但是現代壓縮空氣存儲的解決方法是用地面儲氣罐取代溶洞。1.2.非補燃壓縮空氣儲能效率高且符合清潔化要求，技術不斷突破壓縮空氣儲能基本原理：低谷時段，利用電能將空氣壓縮至高壓并存于洞穴或壓力容器中，使電能轉化為空氣的內能存儲起來；在用電高峰時段，將高壓空氣從儲氣室釋放，利用燃料燃燒加熱升溫后，驅動渦輪機發(fā)電。主要設備：壓縮空氣系統(tǒng)由壓縮機、冷卻器、壓力容器、回熱器、渦輪機（膨脹機）以及發(fā)電機組成，其中壓縮機與渦輪機（膨脹機）為系統(tǒng)核心設備。最早在1950年左右，美國即提出壓縮空氣儲能相關專利。1978年，德國建成了第一座壓縮空氣儲能電站（Huntorf電站），儲能功率是60MW，釋能功率是290MW，在地下廢棄的礦洞中存儲，儲能效率是42%。1991年，美國建成第二座壓縮空氣儲能電站McIntosh電站，儲能功率是50MW，釋能是110MW，也是存儲在礦洞中，儲能系統(tǒng)效率54%。以上兩座電站均為補燃式壓縮空氣儲能電站。補燃式壓縮空氣儲能電站存在技術缺陷。即鹽穴中高壓空氣釋放后需加熱膨脹以產生更大推力，維持系統(tǒng)循環(huán)運行，因此需要燒煤或天然氣加熱空氣，這個過程稱為“補燃”。所以，傳統(tǒng)補燃式壓縮空氣儲能存在天然技術瓶頸，包括天然氣等化石能源提供熱源且系統(tǒng)效率較低，一般效率僅為40%-55%左右。非補燃式壓縮空氣儲能電站符合清潔環(huán)保特征，具備廣闊前景。非補燃式壓縮空氣系統(tǒng)則是利用自身的“內循環(huán)”，即將壓縮空氣過程中產生的大量熱能儲存起來，待發(fā)電時在將存儲熱能釋放，成為天然的“助推劑”，整個過程沒有任何燃燒、排放，因此更符合清潔低碳特征，且效率更高，電能轉換效率可提升至60%以上。新型的壓縮空氣儲能主要包括絕熱式、蓄熱式、等溫、液態(tài)和超臨界壓縮空氣儲能，隨著技術的進步，不斷解決壓縮空氣儲能對大型儲氣室的依賴，并進一步提高系統(tǒng)效率。2.政策催化疊加規(guī)?；?，壓縮空氣儲能經濟性提升2.1.政策催化下，壓縮空氣儲能產業(yè)進程加速國家層面出臺多項政策支持壓縮空氣儲能產業(yè)的發(fā)展。2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確提出要實現壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業(yè)化發(fā)展初期。2022年3月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，要求推動百兆瓦級壓縮空氣儲能技術實現工程化應用。2022年8月，工業(yè)和信息化部等五部門聯(lián)合發(fā)布《加快電力裝備綠色低碳創(chuàng)新發(fā)展行動計劃》，要求加快壓縮空氣儲能裝備的研制。國家層面出臺的一系列的政策為壓縮空氣儲能的產業(yè)化發(fā)展奠定了基礎。從兆瓦級向百兆瓦級邁進，我國壓縮空氣儲能產業(yè)化進程加快。2013年，廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目投運，是我國正式投入的第一個壓縮空氣儲能項目。2021年，我國壓縮空氣儲能示范項目取得多個里程碑式進展，山東肥城10MW項目與貴州畢業(yè)10MW項目均完成并網發(fā)電，正式投運。2022年，江蘇金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能、張家口100MW先進壓縮空氣儲能國家示范項目投運，壓縮空氣儲能產業(yè)化進程有所加快。綜合來看，已投運項目規(guī)模約為182.5MW。里程碑：百兆瓦級別壓縮空氣儲能項目順利投運。2021年8月，由中國電建所屬水電四局承建技術來源于中科院工程熱物理所的全球首套百兆瓦先進壓縮空氣儲能示范電站地下儲氣裝置一期工程項目正式開工，并于2022年9月底在河北張家口順利并網發(fā)電，是目前世界單機規(guī)模最大、效率最高的新型壓縮空氣儲能電站。該項目總規(guī)模為100兆瓦/400兆瓦時，核心裝備自主化率100%，每年可發(fā)電1.32億度以上，能夠在用電高峰為約5萬戶用戶提供電力保障。備案項目規(guī)模遠超已投運項目。能源電力說數據顯示，據不完全統(tǒng)計，截至2022年11月，山東、河南、河北、江蘇、浙江、廣東等12省備案、簽約、在建、投運壓縮空氣儲能項目合計35個，其中25個公開規(guī)模數據，合計8.2GW，剔除掉已投運項目，備案項目規(guī)模遠超已投運項目。山東省已出現吉瓦時備案項目，如中電建肥城5×300MW/1800MWh鹽穴壓縮空氣儲能項目、嶧城區(qū)1000MW/5000MWh壓縮空氣儲能項目。2.2.規(guī)?；?，壓縮空氣儲能效率提升、成本降低壓縮空氣儲能建設成本逐步降低。根據王富強等所著的《壓縮空氣儲能技術與發(fā)展》，壓縮空氣儲能電站的機組容量隨著技術迭代更新正逐步增大，每千瓦的投資正逐步減少。以國內建設的示范項目為例，2014年國內投運的非補燃壓縮空氣示范項目蕪湖電站裝機量為500kw，單千瓦的投資成本高達60000元；2021年國內投運的肥城一期電站裝機量達到10MW，單千瓦投資成本降至10000元。從百兆瓦項目建設成本來看，已建成的張家口100MW項目單千瓦投資成本為8400元，此外，部分可研階段和規(guī)劃階段的百兆瓦級別壓縮空氣儲能項目單千瓦估算投資為5000-6000元，已與大型抽水蓄能電站相當。壓縮空氣儲能規(guī)?；l(fā)展推動效率水平逐步提升。壓縮空氣儲能的裝機效率對項目的經濟性及行業(yè)發(fā)展影響重大。從國內已投產項目的裝機效率來看，隨著裝機容量的提升，系統(tǒng)效率也有所提升。其中，兆瓦級系統(tǒng)效率約為52.1%，10MW級系統(tǒng)效率約為60%，100MW級項目的系統(tǒng)效率約為70%，已逐漸逼近75%。2.3.容量電價政策+規(guī)?；?，壓縮空氣儲能經濟性有望穩(wěn)步提升目前10MW非補燃式壓縮空氣系統(tǒng)的研發(fā)與示范是國內許多學者和機構正在關注的熱點，也是由kw或MW級小功率機組向百兆瓦級大功率機組過渡的關鍵技術，因此在本篇報告中，我們選取了10MW/80MW·h的非補燃式壓縮空氣儲能系統(tǒng)電站為例，分析峰谷價差套利模式下，非補燃式壓縮空氣儲能電站的經濟性。非補燃式壓縮空氣儲能電站儲能初始投資成本略高于傳統(tǒng)壓縮空氣儲能電站，主要系換熱蓄熱裝置投資成本增大。根據周倩所著的《壓縮空氣儲能中的蓄熱技術及其經濟性研究》，10MW非補燃壓縮空氣儲能電站初始投資為6678萬元，略高于壓縮空氣儲能電站。峰谷價差套利是壓縮空氣儲能主要盈利模式之一。壓縮空氣儲能主要功能定位在于緩解棄風棄光以及削峰填谷、調節(jié)峰谷差，因此，考慮壓縮空氣儲能系統(tǒng)利用低谷電儲電，并在用電高峰時向電網送電。綜合考慮兩類壓縮空氣儲能電站的運行成本，包括儲能購電成本費用、天然氣費用、人員工自費、固定資產折舊、修理費，我們計算得到非補燃式/傳統(tǒng)壓縮空氣儲能電站的度電成本分別為0.686/1.629元/千瓦時，非補燃式壓縮空氣儲能電站的度電成本較傳統(tǒng)壓縮空氣儲能電站下降57.90%。假設項目建設周期為1年，運營周期為25年，貼現率為3.52%（2022年五年期國債利率），得到非補燃式壓縮空氣儲能電站項目的內部收益率為9.37%，靜態(tài)投資回收周期為10.54年，動態(tài)投資回收周期為12.83年。由于我國沒有出臺專門針對壓縮空氣儲能系統(tǒng)的補貼政策，參考抽水蓄能電站的最新補貼政策，進行有容量補貼條件下的經濟性計算。2021年5月，國家發(fā)改委出臺《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，規(guī)定抽水蓄能兩部制電價政策，并于2023年開始實施。參照以上抽水蓄能兩部制電價政策，并考慮到壓縮空氣儲能電站實際運營時間，我們假設10MW非補燃式壓縮空氣儲能電站運營期為25年，經營期內資本金內部收益率按6.5%進行核定，儲能電價等于工業(yè)用電谷電電價0.27元/千瓦時，釋能電價為工業(yè)用電峰電電價0.81元/千瓦時，電量電價產生收益的20%留存給壓縮空氣儲能電站。容量電價的測算方式是基于彌補成本、合理收益原則，按照資本金內部收益率對電站經營期內年度凈現金流進行折現，以實現整個經營期現金流收支平衡為目標，核定電站容量電價，計算得到容量電價為794.35元/千瓦，內部收益率為10.02%，因此容量電價補貼模式下的收益率水平高于未獲得容量補貼。我們選擇10MW非補燃式壓縮空氣儲能循環(huán)效率、釋能電價、初期總投資成本為影響項目經濟性的不確定因素，進行敏感性分析。儲能系統(tǒng)效率：壓縮空氣儲能的效率直接影響能量轉換效率，假設循環(huán)效率的變化區(qū)間為55%-75%，隨著循環(huán)效率的逐步提升，內部收益率水平穩(wěn)步提升。對比無容量補貼條件與有容量補貼條件，無容量補貼條件下內部收益率對循環(huán)效率的敏感性更大。釋能電價：在儲能電價不變的情況下，釋能電價改變，則對應峰谷價差也發(fā)生變化。當釋能電價為0.61元/千瓦時，此時峰谷價差僅為0.34元/千瓦時，內部收益率為負值，表明電站項目無法回收成本。隨著釋能電價逐步提升，峰谷價差逐步拉大，壓縮空氣儲能項目IRR逐步提升，當釋能電價達到1.01元/千瓦時，無容量補貼時的內部收益率水平高達24.76%。初始投資成本：初始投資成本的變化直接影響項目每年的成本。對于10MW非補燃式壓縮空氣儲能電站，當單千瓦投資成本由6678元/千瓦降低至5678元/千瓦，內部收益率將由9.37%提升至11.53%，靜態(tài)投資回收周期將由10.54年降低至9.11年。預計隨著壓縮空氣儲能規(guī)?；l(fā)展以及技術進步，初始投資成本仍有進一步降低空間，壓縮空氣儲能項目的經濟性有望進一步提升。3.行業(yè)具備廣闊市場空間，核心設備企業(yè)有望受益3.1.裝機規(guī)?？焖偬嵘?，市場空間廣闊壓縮空氣儲能裝機快速提升。政策催化下，百兆瓦級別壓縮空氣儲能將加快示范應用。此外，隨著國內電力市場改革不斷推進，峰谷價差有望進一步拉大，項目經濟性將進一步提升。多重因素下，預計我國壓縮空氣儲能行業(yè)將迎來快速發(fā)展時期。據觀研天下預測，在中性條件下，2022-2025年，我國新增儲能裝機中壓縮空氣儲能滲透率或將達到10%，新增裝機容量6.59GW，預計2025年累計裝機容量為6.76GW。2026-2030年新增儲能裝機中壓縮空氣儲能的滲透率有望達到23%，新增裝機量36.39GW，預計2030年我國壓縮空氣儲能累計裝機容量達到43.15GW，預計2021-2030年我國壓縮空氣儲能裝機量年均增長率將達到85%。壓縮空氣儲能設備成本構成：從成本占比來看，中商產業(yè)研究院數據顯示，壓縮機和膨脹機各占比20%左右，蓄熱換熱裝置占15-20%，儲氣系統(tǒng)占20-30%，廠房土地占比10%，其他占比10%。中性條件下，預計2025年壓縮空氣儲能市場空間為371.80億元。參考2025年壓縮空氣儲能裝機規(guī)模預測，我們對2025年壓縮空氣儲能市場空間進行測算。假設儲能電站平均單位建設成本為5500元/KW，在中性情況下，2025年空氣壓縮儲能建設投資累計市場空間有望達到371.8億元，其中作為壓縮空氣儲能關鍵設備的壓縮機、膨脹機市場空間分別為74.4億、74.4億，蓄熱換熱裝置市場空間有望達到55.8億元，儲氣系統(tǒng)市場空間或超93億元。3.2.上游設備生產商或率先受益，發(fā)展可期產業(yè)鏈：上游為資源與設備供應，包括空氣壓縮機、膨脹機、換熱設備、鹽穴資源四類。中游為開發(fā)建設，包括技術支持、設計開發(fā)、系統(tǒng)集成、建設運營。下游為綜合應用，壓縮空氣儲能電站接入電網系統(tǒng)，服務于工商業(yè)用電、居民用電等部門，起到調峰、填谷等作用。從產業(yè)鏈建設來看，目前，我國已初步構建壓縮空氣儲能產業(yè)鏈雛形，多家上市公司基于自身資源積極布局壓縮空氣儲能業(yè)務。1）壓縮機：決定系統(tǒng)效率，技術壁壘較高可部分實現國產化。壓縮機一般為多級壓縮機帶級間冷卻裝置，決定著整個壓縮空氣儲能系統(tǒng)的效率，因此開發(fā)大流量、高效率、高排氣溫度的壓縮技術成為行業(yè)發(fā)展的關鍵。根據王富強等所著的《壓縮空氣儲能技術與發(fā)展》，目前，國內制造廠家主要有沈鼓集團、陜鼓動力等，國外主要有阿特拉斯·科普柯、西門子等，100MW級壓縮機目前基本可以實現國產化，但大規(guī)模壓縮機的設計制造仍需技術研發(fā)，實現單機300MW級仍存在很大難度和技術瓶頸，需現有壓縮機采用并聯(lián)或串聯(lián)方式實現。2）膨脹機：是做功發(fā)電關鍵核心部件。根據王富強等所著的《壓縮空氣儲能技術與發(fā)展》，膨脹機利用了壓縮空氣膨脹降壓時，勢能轉化為動能的原理，可以分為活塞膨脹機和透平膨脹機，其中透平膨脹機具有流量大、結構簡單、體系小、效率高、運轉周期長等特點，適用于壓縮空氣儲能項目。國內生產廠家主要有東方電氣、上海電氣、哈爾濱電氣。目前，各公司均在透平膨脹機領域加大研發(fā)力度，并開展300MW壓縮空氣儲能的膨脹機研發(fā)工作。3）換熱系統(tǒng)：是協(xié)助提升系統(tǒng)效率的關鍵部件。根據王富強等所著的《壓縮空氣儲能技術與發(fā)展》，通過換熱器設備，可以將熱流體部分熱量傳遞給冷流體。國內化工及動力設備配套廠家均具備換熱器設計加工能力，大多數可開展換熱裝置的設計和計算工作。針對壓縮空氣儲能系統(tǒng)，哈爾濱汽輪機廠為壓儲項目研制了“U”形發(fā)夾式換熱器，具有流量大、承壓高、耐高溫、啟?？?、高效率等特點，已應用于江蘇金壇60MW壓縮空氣儲能項目；中科院研發(fā)了氣-水換熱器應用于張北100MW壓縮空氣儲能電站。傳統(tǒng)能源設備制造商積極布局壓縮空氣儲能的設備制造。1）空氣壓縮機：

主要為陜鼓動力與沈鼓集團，其中陜鼓動力具備300MW壓縮空氣儲能壓縮機技術方案提供能力，并于2022年11月中標了湖北應城300MW壓縮空氣儲能項目訂單，沈鼓集團則為江蘇金壇60MW壓縮空氣儲能項目提供了壓縮機設備。2）膨脹機與換熱器：主要涉及企業(yè)為三大電力設備商，即東方電氣、上海電氣、哈爾濱電氣，其中三大火電設備商旗下的汽輪機廠可提供透平膨脹機設備。以金壇60MW項目為例，東方電氣提供了透平膨脹機，哈爾濱電氣提供了換熱器，上海電氣則提供了大功率的電機。4）儲氣裝置：包括地下洞穴以及地上的壓力容器，地下洞穴有自然形成的鹽穴、改造礦洞、人造洞室等，地上壓力容器主要為人造儲氣罐/管道等。根據郭丁彰等所著的《壓縮空氣儲能系統(tǒng)儲氣裝置研究現狀與發(fā)展趨勢》，各類儲氣裝置的特點如下：1）鹽穴等天然地下洞穴儲氣規(guī)模大、成本低，但依賴于特殊地址和地理條件；2）人造洞室減弱了特殊地質地理條件的依賴，規(guī)模較大；3）金屬材料容器包括人造儲氣罐與儲氣管道，對于地理位置沒有依賴，但成本較高。相比儲罐儲氣，直徑較小壓力管道儲氣更加靈活，可布置于地下。鹽穴經濟性最好，其次為廢舊洞穴，金屬儲氣裝置價格昂貴且處于試驗階段。根據王富強等所著《壓縮空氣儲能技術與發(fā)展》，通過對我國規(guī)劃、可研、在建、已建項目進行統(tǒng)計，鹽穴儲氣庫機組容量多較大，單千瓦投資相對較低，廢舊礦洞和新建洞穴也