证通社获悉，近期多地进行了大容量的新型储能EPC项目招投标，储能项目加速落地。不久前，全球最大规模350兆瓦盐穴压缩空气储能项目山东泰安2×300MW级压缩空气储能创新示范工程项目一期350MW机组开工，国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口顺利并网发电，青海能源局印发《2022 年青海省新能源开发建设方案》，规划压缩空气储能3.04-3.84GWh，占配套储能规划装机量 48%-60%。 种种迹象表明，压缩空气储能新型储能未来将持续受到政策的重视。

一、政策

按技术角度分，储能可分为机械储能、电化学储能、电磁储能、化学储能及储热等多种路线。抽水储能及压缩空气储能容量大且放电时间长，适用于大规模可再生能源并网、电网调峰等能量型应用场景。我国储能产业技术发展历程始于20世纪60年代，我国开始抽水蓄能电站研究，至21世纪初期，国内开始其他储能技术的研究，包含压缩空气储能、电化学储能等，并于2010年之后加快了压缩空气、全钒液流电池等储能技术的落地，加快推动储能技术的多元化发展。2022 年 2 月，国家发 改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求 2025 年电化学储能 技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。2022 年6月，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》，明确新型储能独立市场主体地位，促进储能在电源侧、电网侧、用户侧多场景应用。

压缩空气储能是一种新型的储能技术，已经被写入国家“十四五”规划中。通俗来说就是在用电低谷时，将空气压缩储存于储气室中，将电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时释放高压空气，带动发电机发电。专家认为空气储能是未来大型长时储能主流路线之一，规模和经济性可媲美抽蓄。 压缩空气储能是大型长时机械储能， 通过电能与压力势能+热能的相互转化，以实现储能和放电。 据中国科学报等，压缩空气储能特点是容量大（已有签约项目的容量达 1GW/6GWh）、安全环保（无爆炸风险）、 成本低（ 现有规划项目单位投资成本 4.8-7.5 元/W，度电成本0.3-0.5 元/KWh）、寿命长（可达 30 年以上）、 建设周期短（ 1.5-2年）。 有研究机构认为，相较氢储能、 重力储能、液流电池等长时储能路线，压缩空气储能从经济性和技术成熟度等方面来看，是更接近大范围推广的储能形式。 当前压缩空气储能系统能量转化效率已可达 70%（ 来源于中国储能），未来随着规模的扩大， 经济性有望进一步凸显。

二、技术路线

传统的压缩空气储能主要部件包括压缩机、压缩空气存储器、燃烧室、膨胀机和电动机/发电机等。在储能过程中，空气从大气环境进入压缩机，被压缩成高压空气后储存在压缩空气存储器中。在能量释放过程中，压缩空气存储器中的高压空气首先进入燃烧室，与燃料混合燃烧，成为高温高压空气，接着进入膨胀机发挥其作用，从而输出电能。

 

目前，比较受关注的压缩空气相关的储能技术有三种。

1.盐穴压缩空气储能系统

压缩空气储能是利用剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，需要时再释放出来驱动汽轮机发电。这种技术多年前就已经出现，关键在于成本：大容量、密封性好的容器是很贵的。利用开采盐矿后剩余的矿洞来储存压缩空气是这一领域最新的发展趋势，我国目前已有示范性项目即将建成。 盐穴，即盐矿开采后留下的矿洞，是一种宝贵的不可再生资源。我国盐穴资源丰富，大部分体积巨大且密封性良好，适于储存石油、天然气等重要战略物资，也是储存高压空气的理想场所。

2.液态空气储能系统（LAES）

利用天然矿洞来储存压缩空气成本虽然很低，但这种矿洞资源可遇而不可求，可以使用的地方很有限。同样是使用压缩空气作为储能方式，英国的一家公司试图让这种方案具有更广的适用范围。利用剩余电力将空气降温到零下196℃，空气将被液化，这样体积便缩小了近700倍，极大地降低了对储存装置容量的需求。需要输出电力时，空气膨胀驱动发电机即可供电，转化效率约为60-70%。这比电池效率略低，但是储罐的成本非常低，而且不需要补充耗材，使用寿命很长，具有大规模推广的潜力。

该系统是由来自英国赫特福德郡的自学成才的“后院发明家”彼得·迪尔曼设计的，已获得英国政府的1000万英镑资助，建成的50 MW储能设备将为曼彻斯特附近大约50000个家庭存储5个小时的电力。Carlton Highview Storage还计划在英国进一步开发四个液态压缩空气储能项目，储能容量总计超过1GWh。

低温蓄冷技术是液态空气储能系统的核心，决定系统能量转化率。依托低温蓄冷技术可以存储液态空气复温过程中产生的高品位冷能，可以用于预冷液化系统中的高压空气，大幅增加了空气液化率。中科院理化所在该领域开展了多年研究，团队与国家电网科研团队密切合作，在新型蓄冷介质、深低温冷能传递机理等基础研究，以及新型蓄冷工艺和结构设计等方面取得了一系列原创成果。

3.多能互补压缩空气储能海上电站

海浪能、风能、太阳能多能互补压缩空气储能海上电站，是利用海浪的上下起伏及海水浮力，采用浮筒-气缸结构压缩空气；利用自然风力带动垂直轴风力机-空压机结构压缩空气；利用太阳能集热管系统将太阳能热量收集并通过换热器将海浪能、风能压缩空气加热喷入透平带动发电机发出电力（类似于钢铁企业TRT余压尾气发电）；同时在海浪能平台、风力机平台分别设置集气管，由于集气管道较长、直径较大，集气管兼具压缩空气输送、储能的作用；由于进入透平的压缩空气温度较高，透平尾气仍具有一定温度（预计在80-150℃），通过透平尾气与海水换热，蒸馏海水，海上电站多能平台产品包括清洁电力、制冷、制热、海水淡化、制取海盐，在电站加装电解水装置，利用海上自身电力电解自身淡水，海上电站还可制氢、制氧。

三、市场潜力

据研究机构统计，截至 2022年 9 月，我国压缩空气储能在建/筹建装机量6.3GW， 远高于我国现有累计装机182.5MW。 根据观研报告网预计， 悲观/中性/乐观预期下， 2025 年我国压缩空气储能装机量为 3.5/6.8/10.1GW， 2030 年为 27.7/43.2/58.6GW。 据国家发改委， 2025 年我国新型储能装机将超 30GW，则中性预期下，压缩空气储能装机量占比为 23%。

中性预期下， 预计2022-2025年膨胀机、压缩机市场空间为118、57亿元。 据观研报告网，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、电源管理系统等。 据美国能源部，压缩空气储能设备价值量占比 50%， 其中， 膨胀机/压缩机/其他设备价值量占系统整体比例为 30%/14.4%/5.6% 。 按照2025/2030 年我国压缩空气储能中性预期新增装机量6.6/43.0GW，假设上述设备价值量占比不变、 单位投资成本 6 元/W， 则 2022-2025年压缩空气所需的膨胀机、压缩机市场空间为118、 57亿元，2022-2030 年膨胀机、压缩机市场空间为773、371亿元。

总体而言，压缩空气储能是当前更接近大范围推广的长时储能形式， 商用大年将至。产业链涉及压缩机技术企业东亚机械、陕鼓动力、金通灵， 膨胀机厂商东方电气、上海电气和哈尔滨电气， 换热系统厂商西子洁能等， 项目设计开发厂商三维化学， 盐穴资源厂商苏盐井神。