【壓縮機網(wǎng)】一、中國發(fā)展新型儲能的必要性

　　電力系統(tǒng)是我國當前最主要的碳排放源之一。未來電力系統(tǒng)建設的目標就是構(gòu)建以新能 源為主體的新型電力系統(tǒng)，風電、光伏、水電、核電等無碳能源將逐步取代化石能源成為發(fā)電的主力。截至2021年底，我國電力總裝機23.8億千瓦，其中風電光伏裝機分別為3.3億千瓦以及3.1億千瓦，火電裝機（含生物質(zhì)）約13億千瓦。根據(jù)對人口變化、GDP增長、電源裝機結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變及電能替代、人均用電量增加等因素的綜合預測，我們預計至2030年，我國電力裝機規(guī)模將達36億千瓦，其中風電8億千瓦，光伏10億千瓦，占比約50%。至2060年，我國電力裝機規(guī)模將達90～95億千瓦，其中風電33億千瓦，光伏42億千瓦，占比超過 80%。

　　風電、光伏在為我們帶來綠色低碳電力的同時，天然具有隨機性、間歇性和波動性，對電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提出了更高要求。隨著新能源占比增加，需要調(diào)節(jié)的功率變化幅度越來越大。

　　在電力系統(tǒng)新能源裝機占比不斷上升的同時，火電、核電等可靠性電源占比卻逐步降低，疊加極端氣候?qū)λ姵隽Φ挠绊?，大大削弱供給側(cè)響應與調(diào)節(jié)能力。此外，煤電、核電的長時間深度負荷調(diào)節(jié)可能對機組運行安全帶來風險，也會增加額外的煤耗與碳排放。這些額外的供給側(cè)負荷調(diào)節(jié)需求必須依靠清潔高效的儲能裝機彌補。除滿足調(diào)節(jié)能力需求外，儲能對于電網(wǎng)的電力傳輸與安全，還能起到減緩電網(wǎng)阻塞，提供備用和黑啟動等作用。對于發(fā)電側(cè)，儲能能夠起到平滑新能源波動、提高新能源消納的作用。而負荷側(cè)的儲能裝機，能夠大大提升負荷側(cè)的自我平衡能力和響應能力。

　　未來，我國電力系統(tǒng)的特征是以風、光、水、核作為主力電源，配合足量的儲能裝機提 供調(diào)節(jié)能力，以最小化原則保留化石能源裝機作為部分基荷和保底調(diào)節(jié)，配合強大的電網(wǎng)傳輸調(diào)度能力和智能高效的負荷側(cè)響應能力，具備安全可靠、清潔高效、靈活強韌等幾個特點的全新電力系統(tǒng)。儲能在新型電力系統(tǒng)中將起到不可或缺的重要作用。

　　在各類儲能技術(shù)當中，抽水蓄能技術(shù)成熟可靠、全生命周期儲能成本低，是當前儲能裝 機中的主力。截至2021年底，我國已投運的約4600萬千瓦儲能裝機中，抽水蓄能約為3700 萬千瓦，已開工建設的抽水蓄能電站超過6000萬千瓦。盡管如此，抽水蓄能電站存在廠址選擇不靈活、建設投資規(guī)模大、建設周期長等缺點或限制，難以通過技術(shù)手段解決。僅靠抽水蓄能，既無法滿足近幾年新能源裝機快速上漲所要求的儲能裝機，也無法滿足未來電力系統(tǒng)對儲能靈活的時空配置和多元化技術(shù)參數(shù)的要求。這給了各類“新型儲能”足夠的發(fā)展空間。我們認為，經(jīng)過“十四五”和“十五五”期間的充分培育與發(fā)展，未來的新型電力系統(tǒng)之中，成熟的“新型儲能”技術(shù)將與抽水蓄能“并駕齊驅(qū)”，在源-網(wǎng)-荷的各類應用場景下發(fā)揮重要的系統(tǒng)調(diào)節(jié)和安全保障作用。

　　二、新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀

　　1、裝機情況

　　截至2021年底，全球已投運儲能項目裝機規(guī)模約2.1億千瓦，同比增長9%。其中，抽水蓄能裝機規(guī)模約1.8億千瓦，占比首次低于90%。新型儲能累計裝機規(guī)模3000萬千瓦，同比增長67.7%，其中鋰離子電池裝機約2300萬千瓦，占據(jù)主導地位。在3000萬千瓦的新型儲能裝機中，美國是裝機量最大的國家，約650萬千瓦，中國緊隨其后，裝機量約580萬千瓦。其它新型儲能裝機較多的國家包括韓國、英國、德國、澳大利亞和日本。

　　我國截至2021年底，電力儲能裝機約4600萬千瓦，相比于2020年增長30%，占全球電力系統(tǒng)儲能裝機量的22%。2021年全年新增電力儲能裝機約1000萬千瓦，其中抽水蓄能增加約800萬千瓦，新型儲能裝機增加約200萬千瓦。在新型儲能的580萬裝機中，鋰離子電池占比最高，接近90%，折合裝機規(guī)模約520萬千瓦。其余新型儲能中，鉛蓄電池和壓縮空氣儲能占比相對較大。從各省已投運新型儲能裝機情況看，江蘇省裝機量第一，已超過100萬千瓦，廣東省和山東省次之，其余有較大裝機的省份包括青海、內(nèi)蒙古、湖南、安徽等。

　　2、技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

　　新型儲能所包括的技術(shù)類型眾多，按照能量存儲方式不同主要分為機械儲能、電磁儲能、電化學儲能、化學儲能和儲熱等幾大類。每大類技術(shù)當中又有多種完全不同的技術(shù)路線。根據(jù)放電時長，可將其分為功率型電儲能、能量型電儲能以及儲熱（冷）技術(shù)。

　　壓縮空氣儲能(Compressed Air Energy Storage，簡稱 CAES)，是機械儲能的一種形式。在電網(wǎng)低谷時，利用富余的電能，帶動壓縮機生產(chǎn)高壓空氣，并將高壓空氣存入儲氣室中，電能轉(zhuǎn)化為空氣的壓力勢能；當電網(wǎng)高峰或用戶需求電能時，空氣從儲氣室釋放，然后進入膨脹機中對外輸出軸功，從而帶動發(fā)電機發(fā)電，又將空氣的壓力勢能轉(zhuǎn)化為電能。CAES儲能系統(tǒng)中的高壓空氣在進入膨脹機做功前，需要對高壓空氣進行加熱，以提高功率密度。根據(jù)加熱的熱源不同，可以分為燃燒燃料的壓縮空氣儲能系統(tǒng)（即補燃式傳統(tǒng)壓縮空氣儲能）、帶儲熱的壓縮空氣儲能系統(tǒng)和無熱源的壓縮空氣儲能系統(tǒng)。

　　先進絕熱壓縮空氣儲能系統(tǒng)（AA-CAES）在傳統(tǒng)CAES系統(tǒng)的基礎上，引入蓄熱技術(shù)，利用蓄熱介質(zhì)回收壓縮階段產(chǎn)生的壓縮熱，并將高溫蓄熱介質(zhì)儲存起來，在釋能階段時高溫蓄熱介質(zhì)通過換熱器對高壓空氣進行預熱。蓄熱系統(tǒng)代替了燃燒室的補充燃燒來加熱空氣，從而達到減小系統(tǒng)能量損失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系統(tǒng)采用液態(tài)壓縮空氣存儲在儲罐中的形式，擺脫了自然條件的限制。

　?、賶嚎s空氣儲能

　　壓縮空氣儲能技術(shù)在本報告所討論的新型儲能技術(shù)中屬于相對進展較快、技術(shù)較為成熟的技術(shù)，已進入100MW級示范項目階段。早期壓縮空氣儲能系統(tǒng)依賴燃氣補燃和自然儲氣洞穴，但目前已無需補燃，并可以應用人造儲氣空間。壓縮空氣儲能技術(shù)與燃機技術(shù)同宗同源，主要痛點在于設備制造和性能提升。大型壓氣設備、膨脹設備、蓄熱設備、儲罐等設備的性能提升是效率、經(jīng)濟性和可靠性提升的關鍵。十四五期間壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率有望提升至65%～70%，系統(tǒng)成本降至1000～1500元/kW·h。“十五五”末及之后系統(tǒng)效率有望達70%及以上，系統(tǒng)成本降至800～1000元/kW·h。

　　技術(shù)優(yōu)劣勢。壓縮空氣儲能系統(tǒng)具有容量大、工作時間長、經(jīng)濟性能好、充放電循環(huán)多等優(yōu)點。壓縮空氣儲能系統(tǒng)適合建造大型儲能電站（>100MW），放電時長可達4小時以上，適合作為長時儲能系統(tǒng)。壓縮空氣儲能系統(tǒng)的壽命很長，可以儲/釋能上萬次，壽命可達40年以上；并且其效率最高可以達到70%左右。壓縮空氣儲能技術(shù)與蒸汽輪機、燃氣輪機系統(tǒng)同宗同源，技術(shù)通用性強，設備開發(fā)基礎較好，建造成本和運行成本容易控制，具有很好的經(jīng)濟性。

　　產(chǎn)業(yè)鏈及成本：壓縮空氣儲能的上游主要是原材料與核心部件（模具、鑄件、管道、閥門、儲罐等）的生產(chǎn)加工、裝配、制造行業(yè)，屬于機械工業(yè)的一部分，但涉及壓縮空氣儲能本身特性和性能要求，對基礎部件的設計、加工要求較為嚴格。中游主要是關鍵設備（壓縮機、膨脹機、燃燒室、儲熱/換熱器等）設計制造、系統(tǒng) 集成控制相關的行業(yè)，屬于技術(shù)密集型的高端制造業(yè)，具有多學科、技術(shù)交叉等特性。下游主要是用戶對壓縮空氣儲能系統(tǒng)的使用和需求，涉及常規(guī)電力輸配送、可再生能源大規(guī)模接入、分布式能源系統(tǒng)、智能電網(wǎng)與能源互聯(lián)網(wǎng)等多個行業(yè)領域。

　　現(xiàn)階段百兆瓦級壓縮空氣儲能功率成本約為4000-6000元/kW，能量成本約為 1000-2500元/kWh，循環(huán)效率可達65-70%，運行壽命約為40-60年。壓縮空氣系統(tǒng)初投資成本主要包括系統(tǒng)設備、土地費用和基建等。系統(tǒng)設備包括了壓縮機機組、膨脹機機組、蓄熱系統(tǒng)（換熱器、蓄熱器、蓄熱介質(zhì)、管道）、電氣及控制設備、儲氣室等。

　　三、新型儲能政策環(huán)境

　　1、國家政策

　　針對新型儲能發(fā)展，2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出，以實現(xiàn)碳達峰碳中和為目標，將發(fā)展新型儲能作為提升能源電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統(tǒng)建設的重要舉措，以政策環(huán)境為有力保障，以市場機制為根本依托，以技術(shù)革新為內(nèi)生動力，加快構(gòu)建多輪驅(qū)動良好局面，推動儲能高質(zhì)量發(fā)展?！暗?2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上”，這是國家政策層面第一次明確儲能裝機目標。特別強調(diào)，要明確新型儲能獨立市場主體地位、健全新型儲能價格機制、健全“新能源+儲能”項目激勵機制。

　　2022年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方 案》，對《指導意見》中所提出的目標和任務進一步明確和細化。要求“到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應用條件。新型儲能技術(shù)創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術(shù)裝備自主可控水平大幅提升，標準體系基本完善，產(chǎn)業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟。其中，火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規(guī)電源的新型儲能技術(shù)、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術(shù)實現(xiàn)工程化應用”

　　在國家《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》之后，江蘇、山東、寧夏、青海、浙江、河南等多個省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型儲能實施方案，實施方案中大都明確 了新型儲能重點發(fā)展的應用場景，從電力市場和調(diào)用層面針對新型儲能給予明確的政策支持，部分省份還明確了儲能的租賃價格及輔助服務價格。

　　四、新型儲能發(fā)展趨勢

　　1、新型儲能技術(shù)發(fā)展趨勢

　　壓縮空氣儲能未來的研發(fā)方向是改進核心器件，優(yōu)化儲能系統(tǒng)設計，研究新型儲氣技術(shù) 與設備，實現(xiàn)設備模塊化與規(guī)?；岣呦到y(tǒng)效率和使用壽命，提升單位體積的儲氣密度以及降低成本。

　　預計2025年前，先進絕熱壓縮空氣儲能技術(shù)達到成熟水平，完成百兆瓦項目示范。后續(xù)進一步研究適用于深冷液化空氣儲能的寬范圍、高溫離心壓縮機，研發(fā)高壓高速級間再熱式透平、納微結(jié)構(gòu)復合儲熱蓄冷材料。目標是將系統(tǒng)效率提升至70%以上，功率成本降至 5000～6000元/kW。利用洞穴的大規(guī)模壓縮空氣的儲能度電成本降至0.15元/以下，成為長時儲能的可選技術(shù)。

　　2、儲能“十四五”規(guī)劃及示范項目

　　經(jīng)統(tǒng)計，當前已有十六個省公布了“十四五”期間新型儲能裝機規(guī)劃目標，總量已接近4800萬千瓦。示范項目方面，各省在總結(jié)前期新型儲能示范項目的基礎上，2022年批準的新型儲能示 范項目的數(shù)量和裝機均大幅增加，總量約18GW/37GWh。分析已公布的示范項目信息，磷酸鐵鋰電池仍占據(jù)了絕對優(yōu)勢的裝機份額，此外，鈦酸鋰電池、鉛蓄電池、AGM鉛酸 鉛碳電池、液流電池、熔鹽儲能、液態(tài)空氣、氫儲能、鋁離子電池、鈉離子電池、重力儲能均有示范項目上榜。時長方面，主要以1小時及2小時的儲能要求為主。但對于非鋰離子電池項目，會配置4小時以上的時長要求。冀北電網(wǎng)要求較為特殊，均要求4小時儲能時長。

　　2022及2023年在政策及市場的雙重驅(qū)動下，新型儲能市場會有爆發(fā)式增長，年裝機均會超過1200萬千瓦，市場規(guī)模約為2021年的5～6倍。2024年及2025年，預計裝機能量會穩(wěn)定在1000～1200萬千瓦之間，至2025年，預測的新型儲能總體裝機量中值約4800萬 千瓦。在各儲能技術(shù)的裝機量劃分方面，預計鋰離子電池（以磷酸鐵鋰為主）的市場會 面臨壓縮空氣、液流電池、重力儲能等其他儲能技術(shù)的一定擠壓，在新增裝機量中的占 比以及累積裝機量占比會持續(xù)走低，從目前占比約90%降低至80%附近。

　　2025年壓縮空氣儲能的裝機絕對值最高，約280萬千瓦。液流電池裝機量緊隨壓縮空氣之后，2025年預期裝機可達230萬千瓦。其他儲能的增長相較于前面幾種相對較慢，但也有約40%的復合增長率。

　　五、新型儲能發(fā)展面臨的問題

　　1、新型儲能示范（首臺套）項目落地實施困難重重

　　示范項目代表著創(chuàng)新技術(shù)的首次規(guī)?；瘜嶋H應用，特別是首臺套項目的建設，沒有可參照對比的成熟案例，相關技術(shù)標準、安全標準等往往缺失或與現(xiàn)有標準不一致，在項目立項審批時會觸及到很多原有規(guī)章制度的空白，地方政府和主管部門在項目審批過程中 缺乏依據(jù)難以決策，使得應用新技術(shù)的項目落地難度增大，不利于新型技術(shù)的發(fā)展和示范。市場對于創(chuàng)新技術(shù)也存在較多“歧視”現(xiàn)象，出于規(guī)避未知風險的考慮，相關項目市場 招標會對歷史業(yè)績等提出明確要求，示范（首臺套）項目難以通過市場化方式推動落地；另一方面，示范（首臺套）項目存在較多的不確定性，需要通過實際項目進行驗證和優(yōu)化，經(jīng)濟性無法保證，難以獲得市場和投資者的青睞，在資金、應用場景、審批流程等多重因素制約下，項目落地困難重重。

　　2、新型儲能價格機制未建立，商業(yè)模式仍有待探索

　　“雙碳”目標引發(fā)了電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的深度變革，電力供應可靠性、電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、 新能源高效利用等成為未來電力系統(tǒng)發(fā)展的主線，儲能作為提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進新能源消納的重要措施，是新型電力系統(tǒng)中不可或缺的組成部分，電力系統(tǒng)中增加儲能已成為共識，但沒有完善的價格機制支撐，額外增加的儲能設備缺乏投資回收渠道，難以吸引更多的資本投入，無法實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)的穩(wěn)定可持續(xù)發(fā)展。當前只有部分省份對獨立共享儲能建立了較為明確的市場規(guī)則，但相關規(guī)則基本只著眼當下，無法長期適用。對新能源項目配置的儲能裝機來說，其受調(diào)度機制與回報機制不明確影響，不僅不能發(fā)揮儲能裝機的作用、更無投資回收機制和渠道。對于用戶側(cè)儲能，除峰谷差套利外尚無其它盈利模式。總體來看，適合國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的市場機制和商業(yè)模式仍有待進一步探索。

　　3、新能源配置儲能標準缺失，監(jiān)管難度加大

　　隨著對儲能在電力系統(tǒng)中重要性的認識不斷加深，新能源項目要求配置儲能逐漸成為常態(tài)。自2020年起，地方各省對于新能源項目配置儲能的政策要求力度已逐漸加強。沒有價格機制的支撐，儲能設備的配置屬于純成本開支，對于平價上網(wǎng)后盈利能力有限的新能源發(fā)電項目造成極大壓力，從實際情況來看，目前缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃和管理，小規(guī)模的儲能難以真正發(fā)揮作用，造成資源的極大浪費。

　　新型儲能的市場發(fā)展速度快于標準和監(jiān)管制度體系的建設速度，使得當前儲能行業(yè)監(jiān)管 難度加大，個別地方為了招商引資，要求新能源必須配置儲能，增加項目投資成本，項目業(yè)主為降低成本使用低價劣質(zhì)產(chǎn)品，造成低端技術(shù)憑借價格擠壓先進技術(shù)、參數(shù)虛標作假等劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象，嚴重影響行業(yè)健康發(fā)展。

　　4、新型儲能在國家法律層面的支持不夠

　　盡管近年來國務院、各部委和各級地方政府對于發(fā)展儲能的政策密集出臺，一再強調(diào)發(fā)展儲能（特別是新型儲能）的重要性，但缺乏頂層設計和統(tǒng)籌規(guī)劃、標準缺失等系列問題。目前新型儲能產(chǎn)業(yè)正面臨商業(yè)化發(fā)展初期向規(guī)?；l(fā)展的關鍵時期，需要政策作出更強有力的支持。自2010年《中華人民共和國可再生能源法（修正案）》提出了“電網(wǎng)企業(yè)應發(fā)展和應用儲能技術(shù)”的原則性要求，至此再未從立法層面對儲能作出規(guī)定，相對概括的要求無法對儲能企業(yè)參與市場活動提供明確的指導和規(guī)范作用。雖然在《電力中長期交易市場規(guī)則》等政策中明確支持儲能企業(yè)是電力交易市場的獨立主體，但具體的權(quán)利義務等交易規(guī)則并未明確，仍體現(xiàn)出明顯的原則性和指導性特征，儲能企業(yè)的獨立市場地位仍未真正落實，亟需從法律層面給予明確定位，為新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供法律保障。

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