2022年中国压缩空气储能行业概览：迈向产业化初期，未来可期（摘要版）

报告要点速览 摘要 长时储能是新型储能系统关键核心技术，在调节新能源发电波动作用上优势突出，随着可再生能源发电渗透率的提高，以4小时为代表的长时储能发展成为趋势，压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage）是一种大规模的物理储能方式，能解决光伏和风电等不稳定可再生能源发电并网难的问题，提高其能源利用率。压缩空气储能具有规模大、寿命长、成本低、环保无污染等诸多优点，一次可储释能上万次，寿命长达40-50年，被视为最具发展潜力的大规模储能技术之一，有望在未来几年实现大规模商业化，成为抽水蓄能的有力补充。本文聚焦于中国压缩空气储能的发展，将解答以下几个问题：(1)压缩空气储能发展背景是什么？（2）哪些压缩空气储能的技术路线较有发展前景？（3）压缩空气储能现在的发展状况如何？ 观点提炼 压缩空气储能发展背景是什么？ 长时储能是新型储能系统关键核心技术，在调节新能源发电波动作用上优势突出，随着可再生能源发电渗透率的提高，以4小时为代表的长时储能发展成为趋势，大规模长时储能的技术路线主要包括抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压缩空气储能、氢储能五类，现阶段，抽水蓄能应用最成熟，但压缩空气摆脱地理限制，有望成为抽水蓄能的补充。 2021年以来，中国政府出台多项政策支持加快压缩空气储能技术的研制，推动压缩空气储能商业化进程，在政策的持续加码下，压缩空气储能有望迎来发展的东风。 哪些压缩空气储能的技术路线较有发展前景？ 压缩空气储能技术路线主要分为传统和新型压缩空气技术，传统压缩空气技术系统效率低，发展受限，新型压缩空气技术分为蓄热式、液态和超临界。综合来看主流的新型压缩空气储能技术，蓄热式压缩空气储能技术发展较为成熟，且不依赖化石燃料，效率也较高，叠加中国具有大量的盐洞、废弃矿洞，利用现有的洞穴建设可有效降低成本，因此蓄热式压缩空气储能有望在未来几年实现大规模商业化，超临界兼具蓄热式和液态的特点，前景也较为广阔。 压缩空气储能现在的发展状况如何？ 现阶段，中国压缩空气储能装机规模迅速扩张，产业化速度开始加快。截至2022年10月，中国已投运压缩空气储能项目共7个，总规模达182.5MW，总体来看，规模较小，分布零散。 随着可再生资源渗透率的持续提升，大唐集团、福能股份等多家企业均开始布局压缩空气储能项目，现阶段，处于建设或规划状态的压缩空气储能项目约为18个，总装机容量达 6,185MW，增量明显，且与已投运的项目相比，处于建设或规划状态的项目装机规模均超过100MW，备电时长也长达4-8小时。因此，压缩空气储能项目有望进一步放量，尽快实现大规模商业化。 发展背景：长时储能技术路线分析 大规模长时储能的技术路线主要包括抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压缩空气储能、氢储能五类，现阶段，抽水蓄能应用最成熟，但压缩空气摆脱地理限制，有望成为抽水蓄能的补充 不同储能形式的储能时长和储能容量对比 按照能量的转化机制不同，储能可分为物理储能、电化学储能、电磁储能和光热储能四类，其中物理储能又包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能，电化学储能又包括锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等，电磁储能又分为超级电容器和超导储能，光热储能主要包括熔盐储能。在中国这样一个大储能市场中，没有任何一种储能技术能全面覆盖，因此需要发展不同的储能技术来因地制宜。 从储能时长和储能容量分析，大规模长时储能的技术路线主要包括抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压缩空气储能、氢储能五类，此外，锂离子电池和钠离子电池的适用时间最好在1-4小时以内，但也可以用于长时储能。综合分析这几类长时储能技术路线，抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点，其应用也最为成熟；热储能技术特有的光热转换过程让其自带储能的本领，能够弥补太阳能发电的间歇性，优势明显，已处于规模化应用的阶段，现阶段中国火电灵活性改造主要采用储热技术；锂离子电池储能是现阶段技术最为成熟、装机规模最大的电化学储能技术；钠离子电池储能没有明显的资源约束，发展也较快；液流电池被认为是最具发展前景的长时储能技术，即将迎来商业化应用；压缩空气储能摆脱了地理限制，未来有望成为抽水蓄能的补充，其已进入放量阶段，商业化推广蓄势待发，压缩空气储能是本文重点研究对象。 压缩空气储能技术路线 压缩空气储能技术路线主要分为传统和新型压缩空气技术，传统压缩空气技术系统效率低，发展受限，新型压缩空气技术分为蓄热式、液态和超临界，其中蓄热式有望实现大规模商业化 压缩空气储能技术路线分析 系统示意图 详细分析 压缩空气储能技术路线主要分为传统空气压缩技术和新型空气压缩技术两类。 压缩机 电动/发电机 透平 排气 传统空气压缩技术 传统空气储能技术发展受限，系统效率较低。传统压缩空气储能为补燃式系统，均依赖于燃烧室和洞穴储气室，系统效率较低。如德国Huntorf压缩空气储能电站效率仅为42%，美国Mcintosh电站能量效率约为54%，传统压缩空气储能技术的发展和应用均受到限制。 M/G 环境空气 M 冷却器 燃料室燃料 储气室 新型空气压缩储能技术摆脱对化石燃料的依赖，系统效率得到提升。全球学者在传统压缩空气储能的基础上，通过采用优化热力循环、改变工质或其状态、与其他技术互补等方式，开拓出了多种新型的压缩空气储能技术，现阶段新型压缩空气储能系统主要有三个新的技术路径：蓄热式压缩空气储能、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统。 系统示意图 压缩机组 膨胀机组 电动机M 电动机G 储气室 （盐穴、储气罐等） 换热器1 M 换热器2 冷用户换热器4 环境空气 蓄热式压缩空气储能 低温介质储罐 高温介质储罐 排气 M 热用户 换热器3 传统的压缩空气储能系统不带储热系统，因此压缩过程中的压缩热被弃用，导致大部分的能量损失，系统的循环效率较低，只有50%左右，同时还需要消耗传统天然气燃料。而在蓄热式压缩空气储能系统中，压缩空气产生的压缩热在储能时储存起来，在释能时则用这部分热量加热膨胀机入口空气，实现能量的回收利用，提高了系统效率。此外，蓄热式技术所产生的压缩热使其在压缩空气发电时不再需要燃烧化石燃料，可以取消燃烧室，因此蓄热式压缩空气储能系统也摆脱了对化石燃料的依赖。蓄热式压缩空气储能系统的理论系统效率能达70%-80%。 系统示意图 回热器蒸汽发生 空气 压缩机 发电机/电动机 膨胀机 液态压缩空气储能系统：借助于空气降温液化技术，通过添加流程使空气以液态的形式储存。 储能时，晶硅压缩机的高压空气进入回热器降温和降压设备进行液化，被液化的常压低温液态空气储存在储液罐中；释能时，液态空气经过低温泵升压、回热器升温，进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入膨胀机做功，转换效率约为60%-70%，且储罐的成本较低，使用寿命长，具有大规模推广的潜力。 系统示意图 蓄冷/换热器 膨胀机2 膨胀机1 发电机 低温泵 超临界压缩空气储能 节流阀 余热/废热 低温储罐 电动机 压气机1 压气机2 污染物 大气 大气 超临界压缩空气储能系统利用空气的超临界特性，在蓄热/冷过程中高效传热/冷，并将空气以液态形式储存，实现系统高效和高能量密度的优点，系统兼具蓄热式和液态压缩空气储能的特点，并摆脱了依赖大型储气室和化石燃料的问题。 综合来看主流的新型压缩空气储能技术，蓄热式压缩空气储能技术发展较为成熟，且不依赖化石燃料，效率也较高，叠加中国具有大量的盐洞、废弃矿洞，利用现有的洞穴建设可有效降低成本，因此蓄热式压缩空气储能有望在未来几年实现大规模商业化，超临界兼具蓄热式和液态的特点，前景也较为广阔。 压缩空气储能发展现状 从现有的压缩空气储能项目来看，项目数量较少，且规模较小，但随着多家企业开始布局压缩空气储能，处在建设或规划状态中的项目增多，且单个装机规模均超过100MW 中国压缩空气储能项目梳理，截至2022年10月 已投运项目 建设/规划项目 建设/规划项目&已投运项目 已投运项目 河北廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目；装机容量：1.5MW 总规模：182.5MW 安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目；装机容量：500kW 贵州毕节10MW压缩空气储能示范项目；装机容量：10MW/40MWh 同里综合能源服务中心内500kW液态空气储能示范项目；装机容量：500kW 山东肥城10MW压缩空气储能调峰电站项目（一期）；装机容量：10MW（/60MWh） 金坛盐穴60MW压缩空气储能项目；装机容量：60MW/300MWh 张家口100MW压缩空气储能示范项目；装机容量：100MW/400MWh 建设/规划项目 湖北应城300MW级压缩空气储能电站；装机容量：300MW/1,500MWh 山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站（二期）；装机容量 ：300MW/1,800MWh 河南平顶山200MW先进压缩空气储能电站项目；装机容量：200MW 平顶山叶县100MW/800MWh先进压缩空气（盐穴）储能项目；装机容量：100MW/800MWh 总规模：6,185MW 兰陵压缩空气储能项目；装机容量：100MW/600MWh 福建省石狮热电有限责任公司压缩空气储能电站项目；装机容量：1,200/4,800MWh 大唐中宁县200MW/800MWh共享储能项目 ；装机容量 ：100MW/400MWh 德兴压缩空气储能调峰调频电站项目 ；装机容量 ：1,250MW/7,500MWh 瑞昌市压缩空气储能调峰调频电站项目 ；装机容量 ：1,000MW/6,000MWh 辽宁省朝阳县风光储氢一体化项目；装机容量：300MW 汉中市勉县100MW/800MWh先进压缩空气储能项目 ；装机容量 ：100MW/800MWh 400兆瓦盐穴压缩空气储能示范项目；装机容量：400MW 华能200MW矾山压缩空气储能项目；装机容量：200MW 浙江遂昌100MW矿洞压缩空气储能项目（一期）；装机容量：100MW 南大港产业园区先进压缩空气储能项目 ；装机容量 ：200MW/1,600MWh 中储国能旗下已纳规项目；装机容量：520MW/2,120MWh 现阶段，中国压缩空气储能装机规模迅速扩张，产业化速度开始加快。截至2022年10月，中国已投运压缩空气储能项目共7个，总规模达182.5MW，总体来看，规模较小，分布零散。随着可再生资源渗透率的持续提升，大唐集团、福能股份等多家企业均开始布局压缩空气储能项目，现阶段，处于建设或规划状态的压缩空气储能项目约为18个，总装机容量达6,185MW，增量明显，且与已投运的项目相比，处于建设或规划状态的项目装机规模均超过100MW，备电时长也长达4-8小时。因此，压缩空气储能项目有望进一步放量，尽快实现大规模商业化。 压缩空气储能产业链分析 压缩空气储能产业链较长，上游为空气压缩机、膨胀机、换热器等核心设备和盐穴资源等，中游主要包括技术提供方和项目建设方，下游直接对接发电侧、电网侧、用户侧领域 压缩空气储能产业链分析 况，2021年 压缩空气储能产业链上游主要包括空气压缩机、膨胀机、换热器等核心设备以及储气盐穴资源等。从设备的成本分析，空气压缩机、透平膨胀机和换热器是压缩空气储能产业的核心设备，成本占比分别为20%、20%、12%。盐穴资源对降低整条产业链的成本和提高效率也起到了显著的作用，且中国可利用的盐穴资源较丰富，发展空间较大。 中游（技术提供方、工程建设方） 技术提供方 工程建设方 下游（应用端） 发电侧 电网侧 用户侧 压缩空气储能下游对接发电侧、电网侧、用户侧领域，2021年储能在发电侧和电网侧应用的占比（约为96%）较高，但用户侧的盈利模式最为清晰，发电侧和用户侧将会成为储能的主战场。 压缩空气储能市场规模 中国压缩空气储能项目的效率呈现上升趋势