压缩空气储能发展现状及未来展望-解码压缩空气储能为何它是最具潜力的储能技术

压缩空气储能发展现状及未来展望9.2%11.0%48.8%20.0%20.6%26.0%30.1%30.5%9.2%11.0%48.8%20.0%20.6%26.0%30.1%30.5%5.7%•“双碳”背景下电源侧改革势不可挡，可再生能源占比持续上升，风电与光伏发电将成为主要电力品种•新能源占比上升推高消纳成本。风电光伏等非可控装机增加了电力系统的波动性和不稳定性，尽管场站成本逐年降低，但提高了系统匹配成本和平衡成本，当前的技术条件难以接受大规模新能源接入电力系统100.0%90.0%80.0%70.0%60.0%50.0%40.0%30.0%20.0%10.0%0.0%中国能源结构占比预测5.15.1%66.4%2.5%202520352202520352050消纳成本=匹配成本+平衡成本+电网成本电网侧储能用户侧储能•缓解电网阻塞•延缓输配电扩容升级•电力调峰•系统调频电网侧储能用户侧储能•缓解电网阻塞•延缓输配电扩容升级•电力调峰•系统调频•辅助动态运行•可再生能源并网•削峰填谷新能源储能碳新能源储能碳排可再碳排可再，增强新和储能在多种应用场景下的刚性需求发电侧储发电侧储能•电力自发自用•容量电费管理•峰谷价差套利•提升供电可靠性《关于推进电力源网荷储一体化和《关于推进电力源网荷储一体化和鼓励社会资本等各类投资主体投资各类2021年2月《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度独立储能充电不再承担输配电价和政府性基金及附加2022年6月到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模30GW2021年7月2021年6月2021年6月(征求意见稿)》能项目为除抽水蓄能以外的以输出电力为主要形式的储能项目2022年3月《“十四五”新型储能发展实施方案》“十四五”新型储能技术试点示范百兆瓦级先进压缩空气储能系统应用《‘十四五’规划和二〇标》加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化0l截止至2021年12月，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增涨9%，我抽水蓄能39.8GW，新型储能5.76GW。数据来源：中关村储能产业技术联盟如达到“十四五”期间30GW新型储能装机要求，复合年均增长率将大于50%，如参照各地方政府的“十四五”规划，新型储能装机规模将高达43.7GW，复合年均增长率约中国新型储能装机规模预测(单位：GW2025E2030E2050E2060E国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》提出，到2050年中国新型储能装置装机量(含V2G)达到600GW，2060年达到750GW。数据来源：全球能源互联网发展合作组织22021年全球已投运储能项目累计装机分布2021年中国已投运储能项目累计装机分布双碳目标的必要选择——长时大规模储能资源禀赋——时间及空间的错配规划》关于能源建设的总体规划九大清洁能源基地集中三北地区，可再生能源发电占大规模装机导致电网跨地域调控压力大，电网稳定性风险增加发电侧、电网侧亟需长时、大规模储能系统，它将有效支撑新型电力市场的形成。长时大规模储能——传统压缩空气储能运行原理传统压缩空气储能存在三大技术瓶颈依赖天然气等化石燃料提供热源NTORFNTORF室(42%、54%)先进压缩空气储能，将从小众迈向主流h+))不受限制可实现冷、热、电三联供储能时：低质、低谷电驱动多级压缩机将空气压缩至高压，通过级间蓄热降温后储存于储气系统释能时：高压空气从储气系统释放，经级前蓄热系统升温后驱动透平发电主要功能：调峰、调频(二次或三次)、调相、旋转备用、黑启动n2013年在河北廊坊建成了国际MW缩空气储达52.1n2013年在河北廊坊建成了国际MW缩空气储达52.1能的一项重要突破，达到国领先水平15kW液态空气储能系统2MW液态空气储能系统5kW蓄热式压缩空气储能系统15kW先进压缩空气储能系统1.5MW先进压缩空气储能系统成目前国际首台10MW级新型压缩空气储能示范系统，系统效率达60.系统W球首个突破百兆瓦级的先进压缩空气储能系统n国家能源大规模物理储能技术研发中心成立10MW级先进压缩空气储能系统启动100MW系统研发及产业化工作中储国能(北京)技术有限公司注册成立100MW系统核心部件进场MW实现并网，100MW年底并网nn5252.1%60.2%60.2% 70.4%储能技术百花齐放，各储能技术齐头并进各各储能技术对比分析功率型储能压缩空气储能•大功率•储能时间长•寿命长•零污染•容量边际成本递减•响应速度较慢•能量密度略低劣势•受地理资源条件的限制，移民搬迁、环境破坏问题；•能量密度较低，建设周期长(6-10年)；•总投资较高，未来开发成本增加•大功率优•储能时间长势•技术成熟•寿命长•运行成本低•体积小、能量密度高•效率高、响应速度快•环境适应性强•充放电时间短•成本较高•自放电率高•无大范围应用的需求•成本高•存在安全风险•自放电高•存在回收问题•功率密度高•寿命长•环境友好•响应速度快锂离子电池、铅蓄电池等能量型储能抽水蓄能飞轮储能•规模大(单机300-400MW)••规模大(单机300-400MW)•单位成本低(600-1200元/kWh)•寿命长(40-60年)•技术成熟，已实现大规模商业运行•能量密度较低•启动速度慢(6-8min)•效率略低(约70%)•处于示范阶段，有待进一步推广优•规模大(单机100-300MW)•单位成本低(1000-1200元/kWh)•寿命长(30-50年)•清洁无污染•建设周期短(1-2年)•受地理条件限制，选址困难•生态环境影响，移民搬迁问题•能量密度低•启动速度慢(3-5min)•效率略低(约75%)•建设周期较长(6-10年)技术对比——压缩空气VS电化学优点：•规模大(单机100-300MW)•单位成本低(1000-1200元/kWh)•寿命长(30-50年)•无爆炸及燃烧风险•清洁无污染•系统性能不衰减•能量密度较低•启动速度慢(6-8min)•效率略低(约70%)优点：•效率较高(约90%)•能量密度高•响应速度快(毫秒级-秒级)•布置灵活，建设速度快•单位成本较高(1500-2500元/kWh)•寿命较短(5-8年)•一致性要求高，有燃烧、爆炸风险•随使用次数增加，性能衰减•低温性能较差先进压缩空气储能度电成本降低到抽水蓄能水平，经济性凸显长时、大规模是压缩空气储能的发展方向，随着功率的提升，效率优化，成本降低，度电成本媲美抽水蓄能降低技术支持投资运营工程建设技术支持投资运营工程建设储能…………压储的产业链可分为上游核心设备及资源提供方、中游技术提供及建设方、下游投资运营商。设设备/资源供应投资运营接入电网核核心设备/资源气压缩机换换热/储热装备透透平膨胀机储气库储气库沈鼓集团哈尔滨电气上海电气云南能投华能集团、中国能建、国家能源集团………压缩空气前景广阔•鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场——一部分用来服务新能源发电，并同新能源并视为一个整体，保证新能源消纳利用；另一部分可以视作独立容量，参与电力市场•提高价差——要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰×无明确的价格机制电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%•增加补贴——山东、河南、甘肃、宁夏、陕西、广东、江苏、新疆等20余个省出台储能运营补贴/补偿政策•降低成本——独立储能电站向电网送电，减免其充电电量的输配电价和政府性基金及附加•推行电力现货市场——第一批试点地区包括：包括南方电网辖区(广东起步)、蒙安徽、河南、湖北。•容量电价机制——“十四五”新型储能发展实施方案中明确建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场压缩空气储能项目进展(1)先