压缩空气储能行业深度报告：产业化推动快速降本，政策东风引爆下游需求

产业化推动快速降本，政策东风引爆下游需求压缩空气储能深度报告证券分析师： 查浩 A0230519080007 研究支持：傅浩玮 A0230522010001 于炳麟 A0230122020002联系人：莫龙庭 A0230121050001 2022.10.24仅供内部参考，请勿外传www.swsresearch.com2投资要点大规模储能成为新能源消纳的刚需，多地要求新能源配储比例10%-15%以上，电源侧配储迎来快速发展。据统计，截至目前已有32省区发布新能源配储政策，多地市对分布式光伏提出配套建设储能的要求。按照2030年风电光伏装机2311GW、15%配储比例计算，电源侧配储需求空间达301GW。压缩空气储能系统是一种介于抽水蓄能及电化学储能之间的大容量、长时储能系统。其基本原理为通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，核心设备包括压缩机、换热系统及透平膨胀机。相比电化学储能，压储成本更低，安全性更高（无爆炸风险），容量更大（300MW）；相比抽蓄，压储建设周期短（2年），选址灵活，因而先天适合大规模储能。产业化推进+政策东风，2022年以来压储显著提速，目前在建及筹建容量达6115MW。当前压储项目投产规模仅180MW，伴随政策东风+产业化推进，项目密度自2022年显著攀升，目前在建及规划装机容量达到6115MW。产业化推进：技术领先+规模化降本+储气资源限制解除。1）我国压储研发出先进的非补燃系统，转换效率普遍达到60%-70%，达到国际领先水平；2）首台套商业化陆续验证，未来规模放大到300MW叠加国产设备成熟助推成本下降，预计单位千瓦投资5000元；3）储气库资源限制清除：当前盐穴资源丰富，未来人工硐室及改造矿洞等不断成熟，有望彻底解决储气库资源限制，充分保障压储大规模发展。政策东风：未来有望获得类似抽蓄的两部制电价政策支持，进一步推动行业爆发。参照2021年4月《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，未来抽水蓄能电站的计价方式将以两部制电价为主，考虑到压储在规模及性能上与抽水蓄能相近，功能相仿，未来压储有望享受类似电价政策支持。参照抽蓄发展规模，压储有望迎来爆发式增长。我们认为压储有望形成对抽蓄的补充及替代。参照抽水蓄能发展规模（中国电建预计十四五目标开工270GW），结合当前压储在建及筹建项目规模（6.1GW），我们预计压储项目将在2022-2023年项目铺开，2024-2025大规模开工，考虑后续储能需求，2025年起有望每年新开工超过10GW。投资分析意见：压储单位GW设备投资约20亿，上游核心装备/资源方有望优先受益。建议关注压缩机龙头陕鼓动力、透平及换热系统供货的三大主机厂商：东方电气、哈尔滨电气、上海电气；盐穴资源方：苏井盐神；设计方：三维化学。风险提示：政策推进不及预期、压储成本降低不及预期、项目推进不及预期、市场竞争加剧、测算数据带有一定主观性。仅供内部参考，请勿外传主要内容1.储能：构建新能源系统的核心要素2. 压缩空气储能：领先的大容量、长时储能系统3. 产业化推动快速降本增效4. 政策东风有望加速行业爆发5. 压储产业链投资机遇6. 估值表与风险提示3仅供内部参考，请勿外传www.swsresearch.com41.1 储能：构建新能源系统的核心要素资料来源：CNESA，申万宏源研究广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类，抽水蓄能以外的储能统称为新型储能。电储能可分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中电化学储能主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。我国当前储能以抽水蓄能为主，新型储能正迎来快速发展。根据CNESA统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。新型储能是构建新能源系统的核心要素，十四五期间将增长10倍至30GW。建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。新型储能可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的核心要素。中国新型储能累计装机规模（GW）快速提升储能技术分类中国储能以抽水蓄能为主仅供内部参考，请勿外传www.swsresearch.com51.2 储能可在电源侧、电网侧及用户侧多个场景中应用储能商业应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能。其中新能源电站配置储能以减少弃电、参与调峰；电网侧主要参与调峰调频；用户侧主要用于“谷充峰放”的价差。具体而言：电源侧：主要模式包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频、辅助动态运行。电网侧：可再生能源并网、缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级。用户侧：电力自发自用、峰谷价差套利、容量费用管理、提升供电可靠性。电源侧、电网侧、用户侧对储能的需求资料来源：派能科技招股书，申万宏源研究表：新型储能主要商业模式类型模式收益来源发挥作用电源侧储能转为独立储能视同电网侧储能视同电网侧储能与电源作为联合主体降低弃风弃光、降低新能源考核/分摊费用，及峰谷交易价差和辅助服务补给改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用部分容量独立、部分容量联合配合电网调峰电网侧储能电力交易峰谷交易价差提高电网运行性能和保障辅助服务辅助服务补偿提高电网运行性能和保障用户侧储能 电力交易峰谷用电价差、降低用户接入增容投资减少高峰用电需求、促进低谷用电消纳资料来源：《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，申万宏源研究仅供内部参考，请勿外传www.swsresearch.com61.3 大规模储能成为新能源消纳的刚需双碳目标下，大规模新能源并网带来电网运行风险，大规模储能成为刚需。2020年12月，我国在联合国2020气候雄心峰会提出2030年可再生能源装机达到12亿千瓦。但由于可再生能源固有的间歇性和不确定性，导致并网消纳困难，电力系统迫切需要先进的大规模储能技术来解决可再生能源接入问题，以提高常规电力系统和区域能源系统的效率、安全性及经济性。政策要求超过保障性并网的规模按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力。根据2021年7月国家能源局及发改委联合发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。多地政策要求新能源配储比例10%-15%以上，成为电源侧储能的最大助推力。据统计，2021年至今山东、浙江、湖南、广西、内蒙、陕西等多个省市发布文件，明确新能源发电项目储能配置要求，普遍省份（地市）储能配置比例在10%~20%，备电时长在1h~4h。电力系统向上与向下灵活性不足原理资料来源：华北电力大学《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，申万宏源研究资料来源：中电联，申万宏源研究风电光伏等新能源迎来大规模装机（亿千瓦）仅供内部参考，请勿外传主要内容1. 储能：构建新能源系统的核心要素2.压缩空气储能：领先的大容量、长时储能系统3