压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术，以压缩空气的方式储存能量。当储能时，电动机驱动多级压缩机将空气压缩至高压并储存至储气装置中，完成电能到空气压力能的转换，实现电能的储存。在此过程中各级压缩机的压缩热通过换热器回收并储存在蓄热介质中，回收热量后蓄热介质储存在热罐中；当释能时，压缩空气从储气装置中释放并通过节流阀将压力降至膨胀机进口压力，随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换。在此过程中，来自热罐的蓄热介质通入各级膨胀机的级前换热器，加热各级膨胀机进口空气，释放完热量的蓄热介质储存到冷罐中。
目前，较为成熟的大规模储能技术主要有抽水蓄能、蓄电池储能以及压缩空气储能3种，其中压缩空气储能对地理条件要求较低，成本也与抽水蓄能相似，并且储能容量大，技术可靠，运行寿命长，是目前大规模储能领域极具潜力的发展方向之一。
二、压缩空气储能技术与发展
作为重要的新型储能形式之一，压缩空气储能较电化学储能具有安全性相对较高、放电时间较长、使用寿命较长等优点，较抽水蓄能具有受地形、水源条件限制少等优势。从压缩空气储能项目特点、关键设备、储气库建设、应用场景及成本分析等方面进行分析总结，梳理压缩空气储能关键技术重点和难点，提出压缩空气储能技术发展趋势及研判未来路径。
（一）压缩空气储能项目建设情况与技术特性
1949年利用地下洞穴压缩空气进行储能的理念提出以来，国内外开展了大量研究和实践。当前，100MW级压缩空气储能项目正在开展示范应用。规划或设计阶段的一大批压缩空气储能项目，装机规模逐步由100MW发展到200MW或300MW。压缩空气储能技术正由示范应用阶段，转向初期商业化发展阶段。
压缩空气储能项目发展历程图
综合国内外已建项目分析可知，压缩空气储能电站单机容量较大（目前为100MW），储能时长较长（可达4h以上），调节响应时间为分钟级，初步具备与中小型抽水蓄能电站相当的调节能力和性能，较其他新型储能形式具备电站寿命长、安全性更高的优势。国外已投运的商业运行项目，天然气补热后能源转换效率42%～55%。国内非补燃压缩空气储能电站额定工况下效率可达约60%～65%，已投运的金坛电站额定工况下电-电转换效率达61.2%。
（二）压缩空气储能分类
压缩空气储能系统有很多种类型，按照不同的标准可以有不同的分类。按照是否需要燃烧室预热空气可以分为补燃式系统和非补燃式系统；按照储能规模可以分为大型系统、小型系统和微型系统；按照是否利用压缩热可以分为非绝热式、绝热式和恒温式。
（三）压缩空气储能关键设备
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。
（四）应用场景
压缩空气储能技术针对不同应用场景具有不同的适用性：
（1）削峰填谷场景
（2）电源侧可再生能源消纳场景
（3）电网辅助服务场景
（4）用户侧服务场景
（五）压缩空气储能建设成本和度电成本分析
压缩空气储能项目进展与每千瓦投资、项目装机容量关系。从下图统计可知，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，每千瓦投资在逐步减少，相应的期建设成本仍处于下降过程中。
容量关系图
在削峰填谷和电源侧可再生能源消纳（利用新能源基地弃风弃光充电，不考虑充电成本）2 种场景下，采用平准化电力成本方法分析比较了不同的储能技术的全寿命期度电成本，考虑了工程建设成本、运维成本、储能成本，对比抽水蓄能、中小型抽水蓄能、压缩空气储能 2022（现水平）和 2025（“十四五”末发展水平）、电化学储5 种储能形式结果如下图。
在削峰填谷应用场景下，压缩空气储能当前度电成本水平与中小型抽水蓄能电站相当，“十四五”末度电成本进一步降低，两者均远低于电化学储能。在可再生能源消纳场景下，压缩空气储能度电成本将更接近大型抽水蓄能水平。
（六）压缩空气储能技术重点及难点
（1）压缩空气储能效率有待进一步提高。目前，压缩空气储能技术的电换电效率为 50%～65%、冷-热-电综合能源的利用效率为 70%～80%，转换效率仍相对较低、运行成本较高。
（2）300 MW 级压缩机尚处于技术研发阶段。压缩空气储能电站增大单机容量，并进一步提高能量效率，继续攻关大排量、高压力、高效率的压缩机和膨胀机，以及研究提高蓄热温度和回热温度等，是实现压缩空气储能技术规模化发展的必然要求。
（3）价格机制方面。新型储能的成本回收机制还在探索中。压缩空气储能需进一步实施峰谷电价和储能电价政策，对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等制定单独的交易电价政策，在经济基础较好、市场化程度高的地区，加快探索储能容量电费机制。
三、压缩空气储能产业链
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。
上游——设备、资源供应：核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等，此外还需要储气盐穴资源等。设备制造的主要参与企业包括陕鼓动力、金通灵、沈鼓集团、杭氧股份、川空等；拥有盐穴资源的主要企业包括苏盐井神、中盐化工、雪天盐业等。
中游——技术提供与项目建设：目前国内压缩空气储能的技术积累与项目建设已做到全球领先。主要的技术提供方是中科院热物理研究所下属的中储国能，以及清华大学等高校；项目建设的参与企业则包括中国能建、中国电建等施工单位。
下游——电网系统：压缩空气储能电站接入电网系统，服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门，起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。
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。
（一）上游：压缩机、膨胀机为核心部件
压缩机是压缩空气储能系统中最核心的部件之一，其性能对整个系统起决定性影响。大型压缩空气储能电站的压缩机多为轴流与离心压缩机结合机组的结构，压缩机压比需达到40-80，甚至更高。根据美国电力研究协会报告，按2002 年美元计价下，Huntorf 电站装配的压缩机成本大约在170 美元/KW。
膨胀机同样是压缩空气储能系统中的核心部件。大型压缩空气储能系统中的膨胀机具有膨胀比大、负荷高等特点，一般采用多级膨胀加中间再热的结构。根据美国电力研究协会报告，按2002年美元计价，百兆瓦级大型电站中，膨胀机的投资成本大约在185美元/KW。
（1）上游成本占比情况
压缩空气储能分为压缩、存储、释能三个过程，所需要的设备包括空气压缩机、电机、发电机、涡轮机、膨胀机、热交换器设备等，其中空气压缩机和膨胀机是核心设备。从成本占比来看，压缩机和膨胀机各占比20%左右，蓄热换热装置占15-20%，储气系统占20-30%，厂房土地占比10%，其他占比10%。
（2）空气压缩机市场规模
空气压缩机是一种通过压缩的方式使低压气体转变为高压气体，从而将原动机（通常是电动机）的机械能转化为气体压力能的气压发生装置，主要用于提供空气动力，是工业现代化、自动化的基础动力产品。2016-2020年，中国空气压缩机行业市场规模呈逐年上升态势，年均复合增长率为4.4%。由于我国节能环保相关政策日益严格的发展趋势，各行业节能改造需求将逐渐增加，中商产业研究院预测，2022年，我国空气压缩机市场规模平均增速可保持在3%左右，2022年市场规模将达到627.7亿元。
（3）空气压缩机上市企业
从行业竞争格局来看，中国空气压缩机市场集中度较低，竞争格局相对分散。行业龙头企业主要包括开山股份、汉钟精机、鲍斯股份、雪人股份等，2022年上半年其压缩机业务营收分别为13.81亿元、7.37亿元、3.74亿元、3.54亿元。其中，开山股份的螺杆空气压缩机技术水平行业领先，制造规模居行业前列。
（4）换热器市场规模
近年来，得益于国家倡导工业生产节能、减排、降耗的政策利好，我国换热器行业市场规模不断增长。数据显示，我国换热器行业市场规模由2019年的1168亿元增至2021年的1426亿元，年均复合增长率10.5%。预计2022年换热器行业市场规模将达1779亿元。
（5）换热器的类型及代表性企业
换热器主要包括翅片换热器、微通道换热器、同轴套管换热器等。由于热泵产品外机换热器全部采用翅片换热器，因此翅片换热器占比较高，代表性企业主要有盾安环境、常发、诺而达等。其次，微通道换热器发展较快，其代表性企业包括三花智控、丹佛斯、盾安环境、康盛等。
（二）中游：目前国内技术积累与项目建设已做到全球领先
目前国内压缩空气储能的技术积累与项目建设已做到全球领先。主要的技术提供方是中科院热物理研究所下属的中储国能，以及清华大学等高校；项目建设的参与企业则包括中国能建、中国电建等施工单位。
其中，中储国能是中国综合储能领域的开拓者，背靠中科院热物理研究所，技术水平全球领先，其技术及研发团队均源自中国科学研究院工程热物理研究所。
2020年中储国能获得中科创星、株洲高科领投的1.6亿元天使轮投资，2021年资本继续加码，由招银国际领投，中科创星追投，联想之星、普华资本、华控基金、南京麒麟等机构跟投，融资金额达1.8亿元。
（三）下游：近年来中国全社会用电量稳步增长
近年来，中国全社会用电量稳步增长。2022年1-8月，全社会用电量累计57839亿千瓦时，同比增长4.4%。分产业看，第一产业用电量767亿千瓦时，同比增长11.0%；第二产业用电量37674亿千瓦时，同比增长1.4%；第三产业用电量10143亿千瓦时，同比增长6.1%；城乡居民生活用电量9255亿千瓦时，同比增长15.8%。
四、经济性评估
（一） 产业化提速有望成为抽水蓄能电站的重要补充
压缩空气储能之前受制于储能效率较低，电量损耗成本较高，但是随着技术进步，大型电站储能转化效率已经上升至70%-75%，低于抽水蓄能电站，但已经具有具备了大规模商业化应用的条件，目前商业化项目正在大规模上马。
经统计，在初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效率73%，储能系统寿命为30年的假设下，压缩空气储能度电成本约为0.436元/kWh。而在初始投资5-6元/W，年循环次数达到450-600次的情况下，度电成本区间为0.252-0.413元/kWh。压缩空气度电成本依然要略高于抽水蓄能，但是远低于磷酸铁锂；另外，其投资周期较抽水蓄能短，且单体投资规模限制小；综合看来，压缩空气储能有望成为抽水蓄能在大规模储能方面重要补充。
（二）成本分析
系统效率的提升以及成本的下降，是压缩空气储能商业化发展的基础。目前从已建成和在建的项目来看，兆瓦级的系统效率可达52.1%，10兆瓦的系统效率可达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近 75%。系统规模增加后，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达30%左右。
（三）主流大规模储能系统全生命周期成本测算参数
（四）三种储能形式的全生命周期度电成本
（五）结论
相比抽水蓄能和压缩空气储能，磷酸铁锂电池储能的成本较高。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。
对于磷酸铁锂电池储能，提高每天的充放电次数可降低度电成本，充放电次数由1次/d提高到1.5次/d，度电成本可降低21.5%。将电池的循环寿命从5 000次增加到10000 次，可降低度电成本9.56%。开发新一代的万次级磷酸铁锂电池是降低电池储能电站成本的有效手段。增加储能时间也可降低度电成本，储能时间从1 h增加到5 h，度电成本降低28.5%。对于调峰应用场景，适合配置长储能时间的电池储能系统，其度电成本与同等储能时长的抽水蓄能和压缩空气储能基本一致。
压缩空气储能的全生命周期度电成本与抽水蓄能相当，其选址受地质限制较小，装机容量可大可小，布置灵活，即可以布置在发电侧，也可以布置在电网侧，甚至是用户侧，当利用“弃风”、“弃光”电量充电时，度电成本优势明显，具有大规模应用前景。
五、产业前景分析
政策引导下，物理形式的新型储能技术发展前景可观。新型储能是除抽水蓄能外的其他以输出电力为主要形式的储能，主要类型包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等。
（一）装机规模增量显著，产业化提速
在新型储能形式中，压缩空气储能优势显著，包括使用寿命长、循环效率高、受地理条件限制小等。随着压缩空气储能国家示范项目的持续推进，产业化进展将加快。
未来随着储能需求的高速增长和技术的不断发展迭代，压缩空气储能的发展前景广阔。
图:我国压缩空气储能项目汇总
从存量来看，目前国内已建成压缩空气储能项目数量为7个，总装机容量约182.5MW，多为小规模示范项目；
从增量来看，目前国内华能集团、华电集团、大唐集团、福能股份等多家企业均开始布局压缩空气储能项目，处于建设或规划状态的项目容量约6.2GW，相比于存量机组规模增量显著，且项目装机规模均达到100MW以上，备电时长达4-8小时。
可以看出，压缩空气储能产业化发展已经开始提速。
（二）效率提升+成本下行，储能新增装机将提升
伴随压缩空气储能项目规模不断扩张，其系统效率与投资成本持续向好。
系统效率方面，2013年投运的河北廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目系统效率仅为52.1%，而2021年投运的张家口100MW压缩空气储能示范项目系统效率已达到70.4%，相比提高18.3pct。
图:国内空气压缩储能项目系统效率对比
投资成本方面，2021年投运的山东肥城10MW压缩空气储能调峰电站一期项目单位建设成本达10000元/KW，而目前正处于建设状态的二期项目单位建设成本已降至5000元/KW，接近抽水蓄能的建设成本，降幅达50%。
图:国内空气压缩储能项目单位建设成本对比(元/KW）
效率提升及成本下行推动压缩空气储能产业加速发展。
据预测，2022-2025年我国新增储能装机中压缩空气储能渗透率将达10%，则新增装机6.59GW，预计2025年累计装机容量达到6.76GW。2026-2030年新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到23%，则新增装机量36.39GW，预计2030年累计装机容量达到43.15GW。
在“3060”的目标下，新能源快速发展，储能产业将迎来重要的发展机遇，装机容量有望快速扩张。