长时性储能较优选择，装机规模有望高增

■压缩空气储能具备较好性能，适应大规模、长时储能需求。根据储能应用场景的时长要求，可以分为容量型、能量型、功率型、备用型。其中，容量型储能属于长时储能技术，一般要求储能时长不低于4小时，随风光等新能源在发电结构中占比提升，为保证电能供应的稳定性，电力系统对储能时长的要求越来越高，容量型储能的需求日益增长，目前已披露招标项目的配储时长也均有所增长。压缩空气储能以绿色、丰富、取用方便的空气作为介质，将电能利用的时空矛盾问题巧妙解决，同时还能将可再生能源发出的间歇性电力拼接起来，改善电能的质量，具有储能容量大、储能周期长、比投资小等优点，被认为是最具有广阔发展前景的大规模储能技术之一。

■压缩空气储能产业链成本下行，有望驱动装机规模快速增长。2014年芜湖500kW电站项目单位投资成本约6万元/kW；2021年肥城一期10MW电站单位投资成本已降至1万元/kW，压缩空气储能产业链降本迅速，2025年压缩空气储能度电成本有望降至0.321~0.748元/kWh；根据测算，在削峰填谷和电源侧可再生能源消纳（利用弃风弃光，不考虑充电成本）两种场景下，现阶段压缩空气储能度电成本分别为0.904和0.441元/kWh，低于磷酸铁锂电池储能，与中小型抽水蓄能接近，到2025年有望分别降至0.748和0.321元/kWh。中央及各省市均已出台较多政策支持压缩空气储能行业发展，长期来看，随产业链成本加速下行，压缩空气储能技术的性价比将日益凸显，装机规模有望快速增长。

■压缩空气储能行业快速增长，产业链核心环节公司有望深度受益。从产业链来看，压缩空气储能各环节主要为：1）上游，包括装备制造、储气库，其中核心装备包括压缩机、换热器、膨胀机，储气库包括高压气罐、低温储罐、废旧矿洞、新建洞穴、盐穴等多种形式。2）中游，包括储能系统集成，主要提供技术支持。3）下游，包括储能系统安装，主要为新能源及传统电站、电网公司、工商业企业等终端用户提供EPC（工程建设总承包）业务。随压缩空气储能行业快速发展，产业链各核心环节的公司均有望深度受益。

■投资建议：未来能源结构中，风光等新能源占比将不断提升，为保证电能供应质量，电力系统对储能的需求日益提升，大规模、长时储能需求中，压缩空气储能综合性能领先，随政策支持释放及产业链成本下降，装机规模有望快速增长，产业链核心环节的优质公司有望受益。建议关注装备制造环节的陕鼓动力、金通灵、杭氧股份等，以及盐穴资源领域的鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等。

■风险提示：政策推进不及预期的风险；下游需求不及预期的风险；原材料价格大幅上行的风险等。

压缩空气储能简介

压缩空气储能是一种大规模的物理储能方式。压缩空气储能将用电低谷时段或可再生能源电力丰富地区的过剩电能转化成空气的压力势能，在用电高峰时段或电力贫瘠且电能消耗大的地区将空气的势能转化成电能，并且是一种大规模储能技术，它以绿色、丰富、取用方便的空气作为介质，将电能利用的时空矛盾问题巧妙解决，同时还能将可再生能源发出的间歇性电力拼接起来，改善电能的质量。

压缩空气储能是基于燃气轮机技术提出的一种能量存储系统。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。空气储能包括传统压缩空气储能和先进压缩空气储能，涉及到先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）有6种。

压缩空气储能技术已成为行业发展的迫切需要。目前的各类储能技术中，能够实现100MV及其以上功率等级应用的技术，主要包括抽水蓄能和压缩空气储能两种技术门类。但抽水蓄能技术存在天然的地理条件限制，我国天然的地理资源的不匹配在一定程度上限制了抽水蓄能的发展。而压缩空气储能具有储能容量大、储能周期长、比投资小等优点，被认为是最具有广阔发展前景的大规模储能技术之一。

新型压缩空气储能技术迅速发展，储能系统摆脱对化石燃料的依赖，效率提升。在能源行业存储、技术驱动方面，为碳中和、构建新型电力系统提供有力支持，新型压缩空气储能系统用蓄热装置代替传统压缩空气储能系统的燃烧室，摆脱了对天然气、石油等化石燃料的依赖，可实现对环境的零排放，零污染。国内外学者在传统压缩空气储能的基础上，开拓出了多种新型的压缩空气储能技术，使其得到迅速发展，目前主要的压缩空气储能技术包括蓄热式压缩空气储能系统、等温压缩空气储能系统、水下压缩空气储能系统、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统等。其中蓄热式压缩空气储能系统效率较高，具备较为成熟的技术，加之我国有大量的盐洞、废弃矿洞，该系统技术发展前景较为广阔。

特征：容量大、经济性强，长时储能潜力军

不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同。根据储能应用场景的时长要求，可以分为容量型、能量型、功率型、备用型。其中，容量型储能属于长时储能技术，一般要求储能时长不低于4小时，应用于削峰填谷或离网储能等场景，主要目的是减小峰谷差、提升电力系统效率和设备利用率、降低新发电机组和输电线路的建设需求。

随着新能源发电比例提升，容量型储能需求快速增长。以风电、光伏为代表的可再生能源在分钟、小时、连续数天甚至跨季节等不同时间尺度上具有波动性和间歇性的特点，因此需要匹配不同时长的储能技术。目前新能源侧配置储能系统通常以功率型或能量型为主，主要起到平滑功率波动的作用。随着新能源装机规模快速增长，其在发电结构中占比提升，对储能时长的要求越来越高，容量型储能的需求日益增长。

我国新能源项目强制配储时长增加。2022年3月，内蒙古自治区能源局发布《关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告》文件，要求新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的15%（4小时），存量自备负荷部分按需配置储能比例。新疆维吾尔自治区发改委出台《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》文件以储能规模确定新能源项目，建设不低于4小时时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。

各个长时储能技术具有不同性能特点。除了压缩空气储能，目前主要的长时储能技术还包括抽水蓄能以及铅酸电池、锂电池、液流电池、钠硫电池等电池技术。其中：

（1）压缩空气储能和抽水蓄能属于物理储能，规模可达百兆瓦及以上，寿命可达30年以上，可应用于电网侧，以取代昂贵的调峰电站，但抽水蓄能需要修建水库，占地面积高达几千亩，存在淹没植被、移民等问题，建设期长达7-10年，压缩空气储能如果采用盐穴储气，对选址有也一定要求，项目建设期约1.5-2年；

（2）各类电池储能属于化学储能，规模相对较小，寿命相对较短，具有储能密度高、投资门槛低、建设周期短、响应速度快的优势。

压缩空气储能投资成本随装机容量提升而下降。2014年，国内首个投运的压缩空气示范项目芜湖500kW电站，单位投资成本约6万元/kW；2021年投运的肥城一期10MW电站，单位投资成本已降至1万元/kW。根据《压缩空气储能技术与发展》报告中统计，针对部分可研阶段和规划阶段的压缩空气储能项目，预计未来投资成本可降至0.5~0.6万元/kW，与大型抽水蓄能电站相当。

2025年压缩空气储能度电成本有望降至0.321~0.748元/kWh。根据《压缩空气储能技术与发展》的测算，在削峰填谷和电源侧可再生能源消纳（利用弃风弃光，不考虑充电成本）两种场景下，现阶段压缩空气储能度电成本分别为0.904和0.441元/kWh，低于磷酸铁锂电池储能，与中小型抽水蓄能接近，到2025年有望分别降至0.748和0.321元/kWh。

行业：产业化速度快，政策持续加码

压缩空气储能正从示范应用向产业化初期迈进。我国2022年已经立项规划规模最大的1GW压缩空气项目，为葛洲坝能源重工参与的江西九江瑞昌市调频调峰电站项目。目前国内陆续进行了压缩空气、超临界压缩空气、液态压缩空气储能项目的研发与建设（见表4），总体研发能力已处于国际领先水平，虽比欧美起步晚，但发展速度较快。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《2022储能产业应用报告》统计分析，2021年全球新增压缩空气储能项目装机功率共191MW，占全球储能比例1.4%；而中国新增高达190MW，占中国储能比例2.6%。

相关政策持续加码空气储能产业，我们对相关政策进行了梳理：

2022年3月份，国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用。2022年8月份，工信部、财政部等五部门联合印发的《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》提出，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。

2021年3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》全文发布。“十四五”规划和2035年远景目标纲要中明确指出在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。其中提出要实施电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等储能示范项目。

根据北极星储能网统计，2020年有11个省市区域的重点项目涉及储能项目、电池生产、电池材料和新能源汽车类共114个项目，福建项目最多（37个），河南数量第二（27个），其中，压缩空气储能项目4个（见表5）。

2019年7月，由发改委办公厅等四部门联合制定了《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》，提出了六大部分共16项具体措施。在先进储能技术研发方面，要求重点推进大容量压缩空气储能等重大先进技术项目建设，推动百兆瓦压缩空气储能项目实现验证示范。

2019年12月30日，工信部发布了关于《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2019年版）》的通告，压缩空气储能系统也被列入。要求每套额定功率≥100MW；系统效率≥65%；寿命≥30年。

产业链：核心装备壁垒高，盐穴储能空间广

4.1概况

压缩空气储能产业链包括：

上游：装备制造、储气库。其中核心装备包括压缩机、换热器、膨胀机，储气库包括高压气罐、低温储罐、废旧矿洞、新建洞穴、盐穴等多种形式。

中游：储能系统集成，主要提供技术支持。

下游：储能系统安装，为新能源及传统电站、电网公司、工商业企业等终端用户提供EPC（工程建设总承包）业务。

4.2 装备制造环节

压缩空气储能的核心装备包括压缩机、换热器、膨胀机：

压缩机：压缩机是一种压缩气体提高气体压力或输送气体的机器，应用较为广泛，储能用压缩机比普通的压缩机流量更大、压力更高。国内制造厂家主要有陕鼓动力（601369.SH）、沈鼓集团等，国外主要有阿特拉斯·科普柯、西门子等。目前，100MW级压缩机基本可以实现国产化，但难以实现单机300MW级，采用并联或串联方式来替代。

换热器：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，主要分为管壳式换热器和板式换热器。换热系统的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。国内制造厂家包括哈电汽轮机公司。

膨胀机：膨胀机利用了压缩气体膨胀降压时势能转化为动能的原理，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。国内制造厂家包括金通灵（300091.SZ）、哈电汽轮机公司、东方汽轮机公司、上海汽轮机厂

现有压缩空气储能项目供应商先行，传统龙头积极入局。江苏金坛60 MW压缩空气储能项目的压缩机供应商为沈鼓集团，换热器供应商为哈电汽轮机公司；张北100MW压缩空气储能电站采用中科院研发的气-水换热器。除了已经实现供应的企业，不少相近业务的企业也纷纷布局，例如，杭氧股份作为国内空分装置龙头，具备空气压缩机、膨胀机自产能力，年初在投资者互动中披露公司已进行压缩空气储能相关技术研究。

4.3 储气库环节

现有压缩空气储能项目主要采用地下储气库。压缩空气储能储气库包括高压气罐、低温储罐、废旧矿洞改造、新建洞穴、盐穴等多种形式。其中，地上储气库（高压气罐和低温储罐）目前多处于试验阶段，成本相对较高，现阶段在建、已投产项目多采用地下储气库（废旧矿洞改造、新建洞穴、盐穴）。

盐业企业积极布局盐穴储能。我国地下盐岩分布范围广，埋深由数十米至1000m不等。与国外相比较，我国盐岩具有矿层层数多、单层厚度薄的特点，并且盐岩中多存在钙芒硝、硬石膏和泥岩夹层等，需满足相关地质条件才适合建设盐穴地下储库。我国盐业上市公司中，鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等均在盐穴储能领域有所布局。

投资建议

5.1 行业投资建议

未来能源结构中，风光等新能源占比将不断提升，为保证电能供应质量，电力系统对储能的需求日益提升，大规模、长时储能需求中，压缩空气储能综合性能领先，随政策支持释放及产业链成本下降，装机规模有望快速增长，产业链核心环节的优质公司有望受益。建议关注装备制造环节的陕鼓动力、金通灵、杭氧股份等，以及盐穴资源领域的鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等。

风险提示

1） 政策推进不及预期的风险：压缩空气储能目前仍需一定的政策支持，若政策支持力度不及预期，将影响行业经济性及装机积极性。

2） 下游需求不及预期的风险：若下游对压缩空气储能需求量不及预期，将影响行业出货及市场规模。

3） 原材料价格大幅上行的风险：若原材料价格大幅上行超预期，会影响压缩空气储能行业的整体需求。