【头豹研究院】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）

报告摘要

2022年中国压缩空气储能行业概览总结

核心内容

压缩空气储能（CAES）作为一种大规模物理储能技术，具有规模大、寿命长、成本低、环保无污染等优点，被视为最具发展潜力的长时储能技术之一。其系统效率可达到70%-80%，且不依赖化石燃料，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。

主要观点

1. 发展背景

长时储能是新型储能系统的关键核心技术，尤其在调节新能源发电波动方面表现突出。
随着可再生能源渗透率的提高，以4小时为代表的长时储能需求日益增长。
抽水蓄能技术目前最为成熟，但其受地理条件限制，压缩空气储能因其地理适应性强，具有更大的发展空间。
政策支持是推动压缩空气储能商业化的重要动力，2021年以来，中国政府出台多项政策鼓励其发展。

2. 技术路线

压缩空气储能技术分为传统和新型两类：

传统压缩空气储能：系统效率低，依赖燃烧室和洞穴储气室，能量损失较大。
新型压缩空气储能：主要包括以下三种技术路径：
- 蓄热式压缩空气储能：在压缩过程中储存热量，并在释能时回收利用，系统效率可达70%-80%，且不依赖化石燃料，技术较为成熟。
- 液态压缩空气储能：通过空气液化技术实现储存，系统效率约为60%-70%，储罐成本低，寿命长，具备大规模推广潜力。
- 超临界压缩空气储能：利用空气的超临界特性，在蓄热/冷过程中高效传热/冷，兼具蓄热式和液态压缩空气储能的优点，且不依赖大型储气室和化石燃料。

3. 发展现状

截至2022年10月，中国已投运压缩空气储能项目共7个，总装机容量为182.5MW，规模较小，分布零散。
处于建设或规划状态的项目约为18个，总装机容量达6,185MW，增量明显，且单个项目均超过100MW。
压缩空气储能项目备电时长可达4-8小时，商业化进程加快。

关键信息

项目分布

已投运项目：
- 河北廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目
- 安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目
- 贵州毕节10MW压缩空气储能示范项目
- 同里500kW液态空气储能示范项目
- 山东肥城10MW压缩空气储能调峰电站（一期）
- 金坛盐穴60MW压缩空气储能项目
- 张家口100MW压缩空气储能示范项目
建设/规划项目：
- 湖北应城300MW级压缩空气储能电站
- 山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站（二期）
- 河南平顶山200MW先进压缩空气储能电站项目
- 平顶山叶县100MW/800MWh先进压缩空气储能项目
- 山东泰安2*300MW压缩空气储能创新示范项目
- 江苏淮安465MW/2,600MWh盐穴压缩空气储能项目
- 兰陵压缩空气储能项目
- 福建省石狮热电有限责任公司压缩空气储能电站项目
- 大唐中宁县200MW/800MWh共享储能项目
- 德兴压缩空气储能调峰调频电站项目
- 瑞昌市压缩空气储能调峰调频电站项目
- 辽宁省朝阳县风光储氢一体化项目
- 汉中市勉县100MW/800MWh先进压缩空气储能项目
- 400MW盐穴压缩空气储能示范项目
- 华能200MW矾山压缩空气储能项目
- 浙江遂昌100MW矿洞压缩空气储能项目（一期）
- 南大港产业园区先进压缩空气储能项目
- 中储国能旗下已纳规项目

市场趋势

压缩空气储能项目的系统效率呈现上升趋势，成本则逐步下降。
2013年河北廊坊1.5MW项目系统效率仅为52.1%，而2027年贵州毕节10MW项目系统效率已提高至60.2%。
随着技术进步，系统效率有望进一步提升，接近抽水蓄能的70%-85%。
投资成本方面，2021年山东肥城10MW项目单位建设成本为10,000元/kWh，2022年河南平顶山叶县200MW项目成本降至7,500元/kWh，预计2030年将进一步降至5,000元/kWh，接近抽水蓄能成本。

产业链分析

压缩空气储能产业链较长，主要包括：

上游：空气压缩机、膨胀机、换热器等核心设备及盐穴资源。
中游：技术提供方、项目建设方。
下游：发电侧、电网侧、用户侧。

市场前景

压缩空气储能行业正处于产业化初期，未来有望实现大规模商业化。
随着技术的不断成熟和成本的持续下降，压缩空气储能将在中国能源结构转型中发挥重要作用。

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总结

压缩空气储能作为长时储能技术的重要一环，凭借其规模大、寿命长、成本低、环保无污染等优势，正在快速推进产业化进程。蓄热式压缩空气储能技术因其较高的系统效率和不依赖化石燃料的特点，成为当前最具商业化前景的技术路线。随着政策支持和技术进步，压缩空气储能行业将在未来几年迎来爆发式增长，成为新能源并网和储能体系的重要组成部分。

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