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（报告出品方/作者：德邦证券，郭雪）

1.新型电力系统下，压缩空气储能建设需求逐步提升

1.1.新能源装机逐步提升，大规模长时储能发展需求强烈

储能是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，可以平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性。

储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。1）发电侧电力需求场景较多，包括削峰填谷、电力市场辅助服务、可再生能源并网等；2）输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；3）用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

各类储能中，抽水蓄能占比最大，新型储能增速较高，压缩空气储能占比仅为3.2%。根据CNESA发布的《储能产业研究白皮书（摘要版）》，截至年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，其中抽水蓄能累计装机规模为39.8GW，占比为86.3%，抽水蓄能依然占据最大规模，新型储能累计装机规模为.7MW，同比增长75%，市场增量主要来自新型储能。新型储能中，锂离子电池占据主要地位，占比达到89.7%，压缩空气储能占比较小，仅为3.2%。

新能源发电时间与空间错配，对电网稳定性带来挑战。随着风光装机规模的不断提升，发电的间歇性对电网的影响越来越大，对电网的稳定性带来挑战，具体体现在两个方面：1）时间错配：风光发电时间与用电负荷高峰时间不匹配，风电在白天出力较小，夜晚出力较高，而光伏在阴天以及夜间出力也会骤降。2）空间错配：我国九大清洁能源基地均集中在三北地区，而用电负荷较高的地区多为中东部地区，空间错配导致电网跨地区调控压力大，电网稳定性风险增加。风光装机规模快速增长，长时大规模储能需求可观。长时储能可以凭借长周期、大容量的特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，保障电力供应，降低全社会用电成本。年，美国能源部将至少连续运行（放电）时间达10小时，使用寿命为15至20年的储能定义为长时储能。一般而言，国内将充放电循环时长高于4小时或者数天、数月的储能系统都称为长时储能。

长时储能中，抽水蓄能发展最成熟，但建设周期长且受地理位置影响，压缩空气储能可实现替代。根据储能类型的差异，储能可以分为机械储能、电化学储能、化学储能、热储能，其中长时大容量存储主要包括抽水蓄能、压缩空气储能。然而抽水蓄能受地理条件限制，能量密度较低，总投资较高，且建设周期一般需要6-8年。相比而言，压缩空气储能虽然效率相对较低，但建设周期相对较短，一般为12-18个月，此外压缩空气储能场地限制较少，虽然将压缩空气存储在合适的地下矿井或熔岩下的洞穴是最经济的方式，但是现代压缩空气存储的解决方法是用地面储气罐取代溶洞。

1.2.非补燃压缩空气储能效率高且符合清洁化要求，技术不断突破

压缩空气储能基本原理：低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。

主要设备：压缩空气系统由压缩机、冷却器、压力容器、回热器、涡轮机（膨胀机）以及发电机组成，其中压缩机与涡轮机（膨胀机）为系统核心设备。

最早在年左右，美国即提出压缩空气储能相关专利。年，德国建成了第一座压缩空气储能电站（Huntorf电站），储能功率是60MW，释能功率是MW，在地下废弃的矿洞中存储，储能效率是42%。年，美国建成第二座压缩空气储能电站McIntosh电站，储能功率是50MW，释能是MW，也是存储在矿洞中，储能系统效率54%。以上两座电站均为补燃式压缩空气储能电站。

补燃式压缩空气储能电站存在技术缺陷。即盐穴中高压空气释放后需加热膨胀以产生更大推力，维持系统循环运行，因此需要烧煤或天然气加热空气，这个过程称为“补燃”。所以，传统补燃式压缩空气储能存在天然技术瓶颈，包括天然气等化石能源提供热源且系统效率较低，一般效率仅为40%-55%左右。非补燃式压缩空气储能电站符合清洁环保特征，具备广阔前景。非补燃式压缩空气系统则是利用自身的“内循环”，即将压缩空气过程中产生的大量热能储存起来，待发电时在将存储热能释放，成为天然的“助推剂”，整个过程没有任何燃烧、排放，因此更符合清洁低碳特征，且效率更高，电能转换效率可提升至60%以上。

新型的压缩空气储能主要包括绝热式、蓄热式、等温、液态和超临界压缩空气储能，随着技术的进步，不断解决压缩空气储能对大型储气室的依赖，并进一步提高系统效率。

2.政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性提升

2.1.政策催化下，压缩空气储能产业进程加速

国家层面出台多项政策支持压缩空气储能产业的发展。年7月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出要实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。年3月，国家发改委、国家能源局发布《“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。年8月，工业和信息化部等五部门联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，要求加快压缩空气储能装备的研制。国家层面出台的一系列的政策为压缩空气储能的产业化发展奠定了基础。

从兆瓦级向百兆瓦级迈进，我国压缩空气储能产业化进程加快。年，廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目投运，是我国正式投入的第一个压缩空气储能项目。年，我国压缩空气储能示范项目取得多个里程碑式进展，山东肥城10MW项目与贵州毕业10MW项目均完成并网发电，正式投运。年，江苏金坛60MW盐穴压缩空气储能、张家口MW先进压缩空气储能国家示范项目投运，压缩空气储能产业化进程有所加快。综合来看，已投运项目规模约为.5MW。

里程碑：百兆瓦级别压缩空气储能项目顺利投运。年8月，由中国电建所属水电四局承建技术来源于中科院工程热物理所的全球首套百兆瓦先进压缩空气储能示范电站地下储气装置一期工程项目正式开工，并于年9月底在河北张家口顺利并网发电，是目前世界单机规模最大、效率最高的新型压缩空气储能电站。该项目总规模为兆瓦/兆瓦时，核心装备自主化率%，每年可发电1.32亿度以上，能够在用电高峰为约5万户用户提供电力保障。

备案项目规模远超已投运项目。能源电力说数据显示，据不完全统计，截至年11月，山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等12省备案、签约、在建、投运压缩空气储能项目合计35个，其中25个公开规模数据，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。山东省已出现吉瓦时备案项目，如中电建肥城5×MW/MWh盐穴压缩空气储能项目、峄城区0MW/MWh压缩空气储能项目。

2.2.规模化效应下，压缩空气储能效率提升、成本降低

压缩空气储能建设成本逐步降低。根据王富强等所著的《压缩空气储能技术与发展》，压缩空气储能电站的机组容量随着技术迭代更新正逐步增大，每千瓦的投资正逐步减少。

以国内建设的示范项目为例，年国内投运的非补燃压缩空气示范项目芜湖电站装机量为kw，单千瓦的投资成本高达元；年国内投运的肥城一期电站装机量达到10MW，单千瓦投资成本降至00元。从百兆瓦项目建设成本来看，已建成的张家口MW项目单千瓦投资成本为8元，此外，部分可研阶段和规划阶段的百兆瓦级别压缩空气储能项目单千瓦估算投资为-元，已与大型抽水蓄能电站相当。

压缩空气储能规模化发展推动效率水平逐步提升。压缩空气储能的装机效率对项目的经济性及行业发展影响重大。从国内已投产项目的装机效率来看，随着装机容量的提升，系统效率也有所提升。其中，兆瓦级系统效率约为52.1%，10MW级系统效率约为60%，MW级项目的系统效率约为70%，已逐渐逼近75%。

2.3.容量电价政策+规模化效应，压缩空气储能经济性有望稳步提升

目前10MW非补燃式压缩空气系统的研发与示范是国内许多学者和机构正在

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