德邦证券发布研究报告称，随着新能源装机逐步提升，风光发电的间接性对电网的影响逐步提升，长时大容量储能迎来发展机遇，对比抽水蓄能，压缩空气储能建设周期短且受地理位置影响较小，未来具备广阔成长空间。此外，随着电力市场体系改革深化与产业链成本下降，装机规模有望快速提升。该行预计随着产业化进程的加快，上游具备核心技术优势的设备厂商与盐穴资源商将能率先受益。
德邦证券主要观点如下：
新能源装机快速提升，压缩空气储能建设需求强烈。
(资料图片)
新能源装机规模快速提升，风光发电对电网的影响逐步提升，长时大容量可在更长时间维度上调节新能源发电波动，作用将逐步凸显。抽水蓄能与压缩空气储能均为长时大容量存储，但压缩空气储能的建设周期一般为12-18个月，远低于抽水蓄能，且受地理位置影响更小，未来国家推进压缩空气储能项目建设的需求强烈。
政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性有望提升。
1)政策端：2022年3月出台的《“十四五”新型储能发展实施方案》要求推动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用，政策推动下国内压缩空气储能项目进程加快，据不完全统计，截至2022年11月，备案、签约、在建、投运项目合计35个，其中公开规模数据项目合计8.2GW，剔除掉已投运项目，备案项目规模远超已投运项目，产业化的拐点已现。此外，随着电力市场改革的逐步深入，容量电价政策有望从抽水蓄能向其他储能行业迁移，压缩空气储能作为可替代抽水蓄能的长时大容量储能，有望率先获得容量电价政策激励。
2)产业端：压缩空气储能机组容量随着技术迭代正逐步扩大，2022年9月，河北张家口100MW项目顺利并网也标志着国内百兆瓦级别项目顺利投产。参考国内已建设的示范项目，随着机组容量逐步提升，规模化效应凸显，单千瓦投资成本逐步下降，系统效率逐步提升。
3)经济性：类比抽蓄容量电价政策，以10MW非补燃式压缩空气储能电站基本参数作为参考进行项目经济性测算，预计项目内部收益率可达到10.02%。若该行考虑规模化效应带来的系统效率提升、初始投资成本降低以及电力市场改革带来峰谷价差进一步拉大，预计项目内部收益有望进一步提升。
行业具备广阔市场空间，核心设备企业有望率先受益。
政策推进叠加规模项目，国内压缩空气储能项目经济性有望逐步提升，多重因素影响下，预计我国压缩空气储能装机将实现快速提升。观研天下预计，中性条件下，2025年我国压缩空气储能装机规模较2022年将新增6.59GW，对应市场空间为371.80亿元。从产业链来看，上游为资源与设备供应，包括空气压缩、膨胀机、换热设备、盐穴资源四类;中游为开发建设，包括技术支持、设计开发、系统集成、建设运营;下游为综合应用。该行预计随着产业化进程的加快，上游具备核心技术优势的设备厂商与盐穴资源商将能率先受益。
建议关注：具备300MW压缩空气储能系统设计能力的陕鼓动力(601369)(601369.SH);国内发电设备领军者且具有膨胀机与换热设备研发制造能力的东方电气(600875)(600875.SH);携手中储国能共同开发465MW压缩空气储能项目的苏盐井神(603299)(603299.SH);同中国电力、清华大学合作打造湖南首个百兆瓦压缩空气储能项目的雪天盐业(600929.SH);具备丰富盐穴资源并协同中能建开发山东泰安2×300MW压缩空气储能项目的鲁银投资(600784)(600784.SH);具备换热器开发制造能力的中泰股份(300435)(300435.SZ)。
风险提示：政策推进不及预期、产业发展不及预期、新能源发展不及预期。
标签： 压缩空气
