Rapports des principaux instituts de recherche en courtage de Chine, minimisant la différence d’information entre les investisseurs individuels et les institutions et permettant aux investisseurs individuels d’être informés plus tôt des changements fondamentaux des sociétés cotées.
Les centrales de stockage d’énergie à air comprimé sans combustion s’inscrivent dans la tendance au développement sans carbone et continuent de croître en taille et en commercialisation : à l’heure actuelle, deux grandes centrales de stockage d’énergie à air comprimé en cavité saline sont exploitées commercialement dans le monde, à savoir la centrale de Huntorf en Allemagne construite en 1978 (puissance de sortie 321 MW, rendement d’exploitation 29 %) et la centrale de McIntosh aux États-Unis construite en 1991 (puissance de sortie 110MW, fonctionnant avec un rendement de 54%), qui fonctionnent encore bien aujourd’hui. Cependant, comme les deux centrales utilisent du gaz naturel pour la combustion d’appoint, il y a des problèmes de dépendance au carburant et de pollution par les émissions. Le stockage d’air comprimé non rechargeable ajoute un système de récupération de chaleur pour recycler la chaleur de compression afin d’obtenir une absence de combustion et d’émissions de carbone. Deux centrales de stockage d’énergie à air comprimé en cavité saline ont été raccordées avec succès au réseau en septembre 2021 et mai 2022 respectivement, à savoir la centrale de démonstration de 10 MW à Feicheng, dans le Shandong, et le projet pilote national de démonstration de 60 MW/300 MWh à Jintan, dans le Zhongyan, avec une efficacité opérationnelle de plus de 60 %. La centrale de stockage d’énergie à air comprimé en cavité saline de 200 MW située dans le comté de Ye, dans la ville de Pingdingshan, dans la province du Henan, et le projet de stockage d’énergie à air comprimé en cavité saline de 465 MW/2600MWh (115 MW pour la phase I et 350 MW pour la phase II) à Huai’an, dans la province du Jiangsu, devraient entrer en service l’un après l’autre.
L’amélioration de l’efficacité du système et la réduction des coûts favoriseront le développement économique du stockage de l’énergie de l’air comprimé, et les entreprises de carbonate de soude disposant de ressources en cavités salines devraient en bénéficier : sans tenir compte de l’efficacité opérationnelle, la première phase de la centrale nationale de démonstration de stockage de l’énergie de l’air comprimé en cavités salines de Jintan a une capacité de stockage de 300 MWh, ce qui peut théoriquement stocker 300000 degrés d’électricité en un cycle de fonctionnement, avec une production annuelle d’électricité prévue d’environ 100 millions de kWh et un investissement d’environ 500 millions de yuan. Selon le China Energy Electric Research, les projets de stockage d’énergie à air comprimé achevés et en cours de construction permettent actuellement d’atteindre une efficacité de 52,1 % au niveau des mégawatts, de 60,2 % au niveau des 10 mégawatts, de 70 % au niveau des 100 mégawatts et de 75 % au niveau des systèmes avancés de stockage d’énergie à air comprimé. Les coûts d’investissement unitaires continuent également de baisser à mesure que l’échelle du système augmente, la baisse des coûts unitaires pouvant atteindre environ 30 % pour chaque ordre de grandeur d’augmentation de l’échelle du système. Projet de stockage d’énergie en caverne de sel au développement économique, devrait profiter aux entreprises de carbonate de soude avec des cavernes de sel, conformément aux conditions de rendre les cavernes de sel bien inutilisées à utiliser, créera un nouveau point de croissance des bénéfices, il est recommandé de se concentrer sur Cnsig Inner Mongolia Chemical Industry Co.Ltd(600328) , Sichuan Hebang Biotechnology Co.Ltd(603077) , Snowsky Salt Industry Group Co.Ltd(600929) , Shuanghuan Technology, Chengdu Wintrue Holding Co.Ltd(002539) , Jiangsu Suyan Jingshen Co.Ltd(603299) , etc.
Risque : la commercialisation de la technologie ne progresse pas comme prévu, les conditions géologiques des cavernes de sel sont limitées, etc.
