压缩空气储能技术的发展现状，压缩空气储能行业研究

逗爷 2023-01-30 11:31:08 817

压缩空气储能技术的发展现状，压缩空气储能行业研究非补燃式系统不用化石燃料为热源，更加低碳环保高效压缩空气储能系统（Compressed-AirEnergyStorage）是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，其技术原理发展自燃气轮机。传统补燃式压储需要使用化石燃料作为热源，效率较低。其结构简单，稳定性佳，投资成本低，具备与燃气电站类似的快速响应特性，但依靠燃烧化石燃料提供热源，引致污染，同时不留存压缩热，因此能量密度与效率较低，碳排放大，不适用于大规模储能。非补燃式系统不使用化石燃料作为热源，更加低碳高效。它通过储热装置等技术手段满足膨胀过程中的加热需求，以实现高效可靠的电力存储与再生。根据热能来源及应用方式的不同，非补燃式又可划分为绝热式、等温式、液态空气和超临界等技术路线。大规模储能成为新能源消纳的刚需双碳目标下，大规模新能源并网带来电网运

（报告出品方：申万宏源研究）

1.储能：构建新能源系统的核心要素

广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类，抽水蓄能以外的储能统称为新型储能。电储能可分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中电化学储能主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。我国当前储能以抽水蓄能为主，新型储能正迎来快速发展。根据CNESA统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。新型储能是构建新能源系统的核心要素，十四五期间将增长10倍至30GW。建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。新型储能可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的核心要素。

储能可在电源侧、电网侧及用户侧多个场景中应用

储能商业应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能。其中新能源电站配置储能以减少弃电、参与调峰；电网侧主要参与调峰调频；用户侧主要用于“谷充峰放”的价差。具体而言：电源侧：主要模式包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频、辅助动态运行。电网侧：可再生能源并网、缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级。用户侧：电力自发自用、峰谷价差套利、容量费用管理、提升供电可靠性。

大规模储能成为新能源消纳的刚需

双碳目标下，大规模新能源并网带来电网运行风险，大规模储能成为刚需。2020年12月，我国在联合国2020气候雄心峰会提出2030年可再生能源装机达到12亿千瓦。但由于可再生能源固有的间歇性和不确定性，导致并网消纳困难，电力系统迫切需要先进的大规模储能技术来解决可再生能源接入问题，以提高常规电力系统和区域能源系统的效率、安全性及经济性。政策要求超过保障性并网的规模按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力。根据2021年7月国家能源局及发改委联合发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。多地政策要求新能源配储比例10%-15%以上，成为电源侧储能的最大助推力。据统计，2021年至今山东、浙江、湖南、广西、内蒙、陕西等多个省市发布文件，明确新能源发电项目储能配置要求，普遍省份（地市）储能配置比例在10%~20%，备电时长在1h~4h。

2.压缩空气储能：领先的大容量、长时储能系统

压缩空气储能是一种先进的大规模、长时储能系统

压缩空气储能系统（Compressed-AirEnergyStorage）是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，其技术原理发展自燃气轮机。传统补燃式压储需要使用化石燃料作为热源，效率较低。其结构简单，稳定性佳，投资成本低，具备与燃气电站类似的快速响应特性，但依靠燃烧化石燃料提供热源，引致污染，同时不留存压缩热，因此能量密度与效率较低，碳排放大，不适用于大规模储能。非补燃式系统不使用化石燃料作为热源，更加低碳高效。它通过储热装置等技术手段满足膨胀过程中的加热需求，以实现高效可靠的电力存储与再生。根据热能来源及应用方式的不同，非补燃式又可划分为绝热式、等温式、液态空气和超临界等技术路线。

非补燃式系统不用化石燃料为热源，更加低碳环保高效

中温绝热压缩空气储能技术可行性最高，成行业主流。绝热压缩空气储能在压缩过程中通过提升压缩机单级压缩比获得较高温度的压缩空气和较高品位的压缩热能，并将压力势能和压缩热能解耦储存。释能时，利用储热装置将压缩热反馈给高压空气，实现空气压力势能和压缩热能的耦合释能，提高系统的整体效率。中温适当降低了压缩机排气温度（<400℃），可基于当前成熟的关键设备技术和工艺水平开展设计和制造，系统稳定性、可控性较强，易于实现工程化应用。高温效率高，但难度极大。

压储性能介于抽蓄及锂电之间，尤其适合发电侧大规模储能

压缩空气储能是一种介于抽蓄及锂电之间的大规模长时储能。相比电化学储能，压储成本更低，安全性更高，容量更大，但爬坡及响应略慢，效率偏低。压缩空气储能与当前应用最广的抽水蓄能在各方面性能最为接近，同时也是目前能够实现100MW 功率等级应用的主要技术。相比抽水蓄能5-6年的建设周期及地域条件的限制，压缩空气储能建设周期短（2年）、不明显受地域限制，但成本略高，效率略低。

压储经济性：逼近抽水蓄能，未来产业化有望进一步降本

储能电站收益和其放电电量直接相关，基于全生命周期度电成本分析结果如下：磷酸铁锂电池储能的成本较高。在抽水蓄能和压缩空气储能的全生命周期度电成本中，充电成本占比很大，而电化学储能则是设备成本占比较大。当考虑充电成本时，储能技术充放电效率对全生命周期度电成本有较大影响。压储度电成本逼近抽水蓄能，若利用“弃风弃光”电量充电，成本优势更加明显。其选址受地质限制较小，装机容量可大可小，布置灵活，既可以布置在发电侧，也可以布置在电网侧、用户侧，当利用“弃风弃光”电量充电时（充电电价可按0计算，则储能度电成本与充放电效率无关），其度电成本优势明显，具有大规模应用前景。

3.产业化推动快速降本增效

产业化推进政策东风，压储迎来爆发，预计2025年开工超10GW

建设显著提速：自2022年2个标杆项目投产以来，压储项目从年初投运的 182MW扩展至目前在建及规划装机容量的6115MW。电源侧配储空间：2030年累计配储需求可达301GW。按照2030年风电光伏装机2311GW、15%配储比例计算，电源侧配储需求达347GW。扣除截止2021 年底，我国已投运的46GW储能装机规模，预计我国新增配储空间约为301GW。压储市场空间：参照抽蓄规模，压储有望形成对抽蓄的补充及部分替代。根据前文预测，电源侧配储2030年累计配储需求可达301GW。中国电建2022年预测，十四五抽蓄目标开工270GW。结合当前压储在建及筹建项目规模（6.1GW），我们预计压储项目将在 2022-23年项目铺开，2024-25大规模开工，考虑后续储能需求，2025年起有望每年新开工超过10GW。

产业化推进：压缩空气储能技术效率逐渐提升

传统国外采用补燃式，系统效率约45-55%。目前唯二实现商业化运行的大型压缩空气储能电站是德国 Huntorf 和美国 Alabama McIntosh电站，输出功率均达到百兆瓦级。作为传统压缩空气储能系统，其储气装置为地下洞穴或废弃矿洞，发电过程中均需使用燃料，能量转化率相对较低，在45-55%左右。压缩空气储能系统转换效率逐渐提升，普遍达到60%-70%。效率是影响压缩空气储能系统发展的至关要素，目前国内压缩空气储能系统的效率逐渐达到国际领先水平。2016年贵州毕节压缩空气储能系统的效率为60.2%；2022年江苏金坛压缩空气储能电站的效率为61.4%； 2022年张家口压缩空气储能系统的设计效率为70.4%。

产业化推进：规模放大国产设备成熟，投资成本有望降低

首台套商业化陆续验证，未来规模放大及设备成熟助推成本下降。今年以来，金坛60MW及张家口100MW投运，大规模压储项目得到商业化验证。伴随装机规模逐步由100MW发展到300MW，压缩空气储能技术正由示范应用阶段，转向商业化发展阶段。伴随项目扩张，国产设备成熟及放量生产，压储投资成本有望进一步下降。我们预计产业化后，300MW项目投资成本有望从当前的单位千瓦8400元降低至5000元左右，逼近抽水蓄能投资水平。

产业化推进：储气库资源丰富，充分保障压储大规模发展

压缩空气储能储气库可分为盐穴、改造矿洞、人造硐室、人造储气罐/管道等。根据《压缩空气储能技术与发展》，盐穴储气库机组容量较大，单位投资较低；废旧矿洞和新建洞穴也可用作大型电站建设，单位投资稍高于盐穴；而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，投资较高。 1)盐穴储库多基于已开采完成的老腔，主要成本在于初期改造和后期维护，相对建设投资成本较小。但盐岩储气库存在选点局限性、盐穴失效（盐穴蠕变、盐岩夹层变形破坏）、输气管道较长导致气压损失大等问题。 2）新建硬岩储气库布置限制最少，单价最高，运行问题相对较少。 3）矿洞改造储气库工程造价适中，但不同矿洞的地质条件相差较大，工程投资不确定性可能较大。对于煤矿而言，地下瓦斯等有毒气体和煤岩损伤等可能影响电站运营。

4.政策东风有望加速行业爆发

容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。2021年4月发改委发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了未来抽水蓄能电站的计价方式将以两部制电价为主，并积极推动两部制电价的市场化。抽水蓄能容量电价核定办法规定，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。意见同时提出推动电量电价市场化，有利于抽蓄电站提升盈利水平。

5.压储产业链投资机遇

压储产业链：上游核心装备企业有望优先受益

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。不同技术路线的装备价值差别较大，一般对于以盐穴及洞库为储气库的项目而言，压储单位GW设备投资约20亿，其中压缩机占比约25-30%，透平膨胀机占比约15-20%，换热系统15-20%，储热系统占比约15-20%，上游核心装备企业有望优先受益。

压储主要设备：压缩机和换热系统技术壁垒较高

压缩空气储能技术的难点主要包括关键部件技术性能、优化系统集成与控制技术等：（1）储能系统优化设计、集成与控制技术；（2）宽负荷多级压缩机全三维设计与变工况调节技术；（3）高负荷多级透平膨胀机全三维设计与变工况调节技术；（4）阵列式超临界蓄热（冷）换热器设计技术。压缩空气储能系统关键设备主要包括压缩机、换热系统和透平膨胀机。压缩空气储能系统包含压缩、储气、蓄热/冷、回热/冷、膨胀发电等多个子系统，系统内的关键设备主要包括压缩机、换热器和膨胀机，相关的设备技术相对成熟，通过项目示范建设，基本形成了一定的产业链基础。虽然压缩空气储能循环与燃气轮机类似，但压缩机压比和膨胀机膨胀比均远高于常规燃气轮机的压缩机和透平。

压储主要设备：压缩机要求流量大，压力高，目前实现国产化

空储系统压缩机要求流量大，压力高。压缩机是一种压缩气体提高气体压力或输送气体的机器，应用广泛，其中用于压缩空气储能系统的压缩机具有流量大、压力高的特点。目前，市场上压缩机的技术比较成熟。单机大容量压缩机制造困难，因此大容量压储系统多采用压缩机串并联形式。作为压缩过程中的核心部件，压缩机决定着储能过程中的效率，开发大流量、高效率、高排气温度（提升系统的蓄热温度和回热温度）的压缩技术，有助于提升系统的整体储能效率，但大规模压缩机的设计制造仍需技术研发，且压缩机实现单机300MW级仍存在很大难度和瓶颈，需现有压缩机采用并联或串联方式。

压储主要设备：换热系统供货主要为三大主机厂商

换热系统是影响储能效率的关键环节，包含低温介质储罐、高温介质储罐和导热油等元件。换热器是将热流体的部分热量传递给冷流体的设备，按换热结构，换热器主要分为管壳式换热器和板式换热器。换热系统提高换热温度和效率可进一步提升整体系统效率。换热系统参数对系统的储能效率影响较大，蓄热温度和回热温度越高，系统的㶲损失越小，系统的储能效率也越高。通过提升蓄热回热系统的蓄热温度、换热效率，可进一步提升系统的整体效率。

压储主要设备：透平膨胀机

透平膨胀机在压缩气体膨胀降压时，向外输出机械功，将压力势能转化为电能。透平（turbine，又称涡轮）是将流体介质中蕴有的能量转换成机械功的机器。透平可分为水轮机、汽轮机、燃气透平（用作喷气式飞机的推进动力、舰船动力，以及发电厂、尖峰负荷用小型电站等）和空气透平（用作微小动力）等。随着压缩窄气储能膨胀机发电功率的提升，膨胀机进气压力最大可达数十兆帕，进气温度最高可达300℃。对于大型压缩空气储能电站，膨胀机一般采用多级膨胀带中间再热的结构形式，其主要部件包括透平膨胀机、滑油站、膨胀机再热器和发电机等。

报告节选：

压缩空气储能技术的发展现状，压缩空气储能行业研究(1)