压缩空气储能,成本媲美抽水蓄能,规划6GW,或迎来爆发式增长

风光水火储也好，风光氢储也好，储是关键。而这个“关键”的本质，比的就是成本、就是可及性。氢，这个人类的终极能源，全面实现产业化还有很长的路要走，可能五年，可能不止。绿电越来越多，消纳越来越难。在这个窗口期，锂明显不够用，钠离子、全钒液流、铁铬液流不断成熟。

最近，赶碳号发现，空气压缩这个本来很传统、很冷门且小众的储能细分领域，居然规划产能已达6GW，随时迎来爆发性增长也未可知。

01

大背景：风光装机占比不断提升，电力系统面临挑战

光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。

光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性。风电出力日内波动幅度最高可达80％，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显。光伏日内波动幅度100％，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0，此外光伏易受天气影响，天气阴晴对光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。

正是风电和光伏的这些不稳定的特点，对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。

典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比

资料来源：国家电网，索比光伏网

典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比

资料来源：国家电网，索比光伏网

02

储能大行业：装机快速提升，商业模式逐渐明晰

储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显。

储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。

电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。

然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。

储能在电力系统源、网、荷端的应用场景及装机比例

国内外装机量快速提升，需求空间广阔

储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自2017年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。

2021年7月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40％的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1。2022年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。

近年来，全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。

根据CNESA，全球2021年新增装机量为18．3GW，同比增长181．30％，截至2021年底，全球已投运储能项目的累计装机量达209．4GW，同比增长9．58％。

中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国2021年新增装机量为7．7GW，同比增长140．63％。截至2021年底，中国的累计装机量达到43．3GW，同比增长21．63％。

2022年前三季度，我国新增储能装机7．0GW。截至2022年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模50．3GW，同比＋36％，环比一季度＋7．5％，预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。

2021年全球储能累计装机各类型占比

来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA）、西部证券

2022Q3中国储能累计装机各类型占比

来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA）、西部证券

2018-2021年全球各类新型储能累计装机规模（单位GW）

来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA）、西部证券

2018-2022Q3中国各类新型储能累计装机规模（单位GW）

来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA）、西部证券

03

压缩空气储能：原理、技术路线

压缩空气是机械储能的一种，其储能原理为电能与压力势能＋热能的相互转化。

储能：在电网负荷低谷期间，通过压缩机压缩空气存储电能，并将压缩空气运输至废弃盐洞等压力容器中；

放电：在电力紧张时，放出储气库内高压气体，并将气体加热升高至一定温度后输送至膨胀机，将压缩空气的势能转变为膨胀机的机械功输出，驱动发电机发电。

技术路线：蓄热压缩空气储能是当前主流

按是否分为热压分储，压缩空气储能可分为补燃式和非补燃式两类。我国现有投产均为非补燃式，其中，又以蓄热式（绝热）系统为主流。

补燃式系统仅存储了压力势能，热能靠燃料在燃烧室中的燃烧提供，20世纪国外已投产项目采取该技术路线，效率一般低于55％。

非补燃式，将压缩过程产生的压缩热以热能的形式存储在蓄热罐中，效率可提升至60％-70％。其中，绝热系统实现了对压缩热的回收再利用，大幅提升了系统效率。

机械储能与电化学储能对比

蓄热压缩空气储能是当前的主流技术路线

来源：《压缩空气储能技术研究现状与展望》-李季等

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规划6GW，成本媲美抽水蓄能

江苏金坛盐穴压缩空气储能电站，是由中国华能、中盐集团、清华大学等多家产学研单位，历时两年建成世界首座非补燃式压缩空气储能电站。项目一期储能装机60兆瓦，远期规划建设规模1000兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期规划规模达1000兆瓦，转化率为60％。

根据统计，压缩空气储能项目单位投资成本呈持续下行趋势，从2014年投产的安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目的60元／W（效率33％）一路下行，当前开工／可研／签约项目单位投资成本最低已达5-6元／W，已接近抽蓄的5．5-7．0元／W（来源于中国储能网）。

据中国科学报相关报道，一套10MW压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本在0．3～0．5元／度。

压缩空气储能项目投资成本呈明显下行趋势（单位：元／W）

技术进步持续拉动能量转化效率持续提升。

根据《压缩空气储能技术研究现状与展望》，基于目前的设备制造水平并扣除由于热回收效率等各类不可避免的损失，压缩空气储能在理论上的系统效率可达到70％～80％。

据中国科学报报道，当前投产的张家口项目效率已达70．4％，相较2013-2014年投产项目的30-50％左右显著提升。另外，项目规模普遍已从早期的KW级提升至百MW级，现有签约项目最大已达1GW／6GWh。同10MW系统相比，100MW系统将提高效率10％，单位成本下降30％。

截止到2022年9月底，已投产项目能量转化效率最高已达70．4％

截止到2022年9月底，现有项目最高装机容量可达6GWh

随着技术进步提升能量转化效率＋项目规模的提升，单位投资成本有望继续下行。据中科院工程热物理研究所陈海生介绍，压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本可下降至0．3元／度。

根据国海证券测算，当压缩空气储能项目单位投资成本为6元／W、储能时长5h，循环次数350次（全年一充一放），充电电价为0．2元／KWh时，其度电成本为0．57元／KWh；循环次数700次（全年两充两放），其度电成本为0．43元／KWh。

压缩空气储能度电成本测算

现有规划项目已超6GW，商用大年将至

根据国海证券统计，截止到2022年9月底，我国压缩空气储能累计装机容量182．5MW；在建／筹建项目已达6．32GW（不完全统计）。

截止到2022年9月底，我国已投产压缩空气储能项目（不完全统计）

现有规划项目已超6GW，商用大年将至

2019年-2022年9月底，我国在建／筹建压缩空气储能项目合计已达6．3GW（不完全统计）

05

产业关键：设备和盐穴

压缩空气储能产业链主要上市公司

压缩空气储能产业链上游包括设备（压缩机、膨胀机、换热器等）、盐穴／储气罐等。从投资占比来看，压缩空气储能项目建设大致可分为核心设备、其他设备、电气控制系统、土建及施工等，其中核心设备支出占比在总建设成本的40％-50％，主要是空气压缩机和透平膨胀机。

据《压缩空气储能技术与发展》等显示，压缩空气储能的储气库包括盐穴、废旧矿洞、人工硐室、高压气罐等多种形式。

盐穴、废旧矿洞和人工硐室均可用作大型电站建设，盐穴单位投资成本最低（主要成本在于初期改造和后期维护）；

低温储罐和高压气罐一般用于中小型电站，且多处于试验阶段，单位投资成本普遍高于地下储气库。

因此，从经济性和储气规模考量，现阶段在建、已投产项目多采用盐穴、矿洞改造、人工硐室。

（赶碳号综合国海证券、西部证券相关研报）

END

原文标题:压缩空气储能，成本媲美抽水蓄能，规划6GW，或迎来爆发式增长