在构建新型能源体系的背景下，为提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，新型储能初露锋芒，装机规模也在逐年增加。根据国务院《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，我国新型储能装机容量将达到3000万kW以上。

新型储能中以电化学储能和压缩空气储能的技术最为成熟，但电化学储能设施仍未形成公认的安全性解决方案，存在发生火灾、爆 炸等安全隐患。相比而言，压缩空气储能安全性较高，且具有储能规模大、放电时间长、使用寿命长、热冷电综合利用面广等优点。

国内外相关高校、科研院所、企业等对压缩空气储能技术的研发和应用推广极为重视。

中信证券认为，伴随新能源并网提速，长时储能大有可为。国海证券认为，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。

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什么是长时储能？

长时储能，一般指4小时以上的储能技术，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。

相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。

从分类来说，长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线。

其中，机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能；储热主要为熔盐储热；化学储能包括锂离子电池储能、钠离子电池储能以及液流电池储能。

1）抽水蓄能：当前最成熟、最经济的大规模储能技术，但储能设备选址受限、项目开发周期较长。

2）压缩空气储能：效率提升下，极具潜力的大规模储能技术。

3）锂离子电池储能：当前最具代表性、最经济的化学储能技术，但面临着锂资源掣肘。

4）钠离子电池储能：比锂电理论成本更低的储能方式，循环寿命为当前最大劣势。

5）液流电池储能：容量与功率模块分离，适合长时储能，但处于产业化降本初期。

6）熔盐储热：适合大规模储热，但无法作为独立储能电站使用。

中信证券最新研报指出，政策鼓励和技术进步趋势下，可再生能源的渗透率不断提升；而新能源渗透率快速提升，叠加其出力的不稳定性，推升储能市场需求，长时储能将大有可为。

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压缩空气储能有望成主流路线之一

长时储能中，咱们今天重点来聊一聊压缩空气储能。

压缩空气储能技术（CAES）被认为是目前最具发展潜力的大规模电储能技术之一。

传统的压缩空气储能是基于燃气轮机开发的储能技术。压缩空气储能的优点是工作时间和寿命长（~40-50年）、效率良好、场地限制少、经济性能好、安全性能高等。

工作原理是：在用电低谷期，把过剩或非峰值电能用于压缩空气，将空气压缩至高压存到储气室中以备后用，驱动电能转化为空气内能储存起来。当需要用电时，高压空气从储气室释放进入燃烧室，利用燃料燃烧加热升温后，驱动燃气透平发电。

国内压缩空气储能技术不断进步，压缩空气储能（CAES）、先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）、液态压缩空气（LAES）等都有研究覆盖，500kW容量等级、1.5MW容量等级及10MW容量等级的压缩空气储能示范工程均已建成。

压缩空气系统构成。压缩空气主要由压缩系统、膨胀系统、发电及以及储气罐四大核心部分。

压缩空气储能的优势包括：

第一，随着技术的进步，可通过储气罐的形式存储压缩气体，从而摆脱了地理约束，可大规模上量。

传统的压缩空气储能需要借助特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，从而大大限制了压缩空气储能系统的应用范围，当前随着技术的进步，可以通过建设大型储气罐来进行存储。

第二，单位成本相对较低。设备成本占系统成本的大部分，存在着随着大规模应用快速降本的可能。

第三，容量大（已有签约项目的容量达1GW/6GWh）、寿命长（可达30年以上）、建设周期短（1.5-2年）。

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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。压缩空气储能系统的综合效率与各个子系统的能量效率密切相关，需从设备、工艺、应用场景各方面进行综合研究。

（2）300MW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。目前，已投产的压缩空气电站装机容量为60MW（金坛）、开展带电调试单机容量为100MW（张北），100MW级压缩空气储能电站尚处于示范阶段，实现300MW级仍需进行设备研发、经验积累和技术迭代。

（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。

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压缩空气储能发展情况

国际上1978年建成德国汉特福海与1991年建成的美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站为商业化电站。

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。

空气压缩多数是为试验示范项目，国内压缩空气储能落地项目从千瓦级起步，逐步突破了1-100MW级压缩空气储能系统关键技术，分别于2013年在河北廊坊和2016年在贵州毕节建成国际首套1.5MW和10MW先进压缩空气储能示范项目，张家口国际首套100MW先进压缩空气储能示范项目于2021年底顺利并网，整体研发进程及系统性能均处于国际领先水平。

2022年以来大功率项目开始快速上马。2022年2月，湖北应城300MW（兆瓦）级压缩空气储能电站示范项目签约活动；山东省泰安市推进开发600MW（20MW）级盐穴压缩空气储能电站；

葛洲坝能源重工有限公司拟位于瑞昌市投资约80亿元，建设规模为1000MW/6000MWh的压缩空气项目。

龙头企业订单饱满。在空气压缩储能技术研究与项目建设上，中科院工程热物理研究所、南网科研院新能源与综合能源、清华大学电机系、中科院过程工程研究、国网全球能源互联网研究院等储能团队是主要处于领先位置，其他参与到该领的机构还有杭氧、川空集团、中盐集团、中国华能、中国能建、葛洲坝等企业。

中科院工程热物理研究所在我国空气压缩领域处于绝对领先位置，我国现存多数项目使用的是其技术。中储国能主要团队来自中科院热物理研究所，热物理所将其在压缩空气领域的知识产权注入到中储国能，公司专业从事压缩空气储能技术输出以及设备制造的企业。

据其官网披露，公司已建成的15kW、1.5MW和10MW先进压缩空气储能示范项目市场占有率为94.9%。公司在湖北云应、内蒙古二连浩特、河南巩义、河南平顶山、山东肥城、陕西榆林、甘肃玉门、西藏的列入规划的工业级项目36台套，合同总价值超过50亿元。

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媲美抽水蓄能，商用大年将至

近日，青海能源局印发《2022年青海省新能源开发建设方案》，通知公布了2022年新能源建设计划，明确配套储能技术类型的储能规划装机量共6.36GWh。其中，压缩空气储能3.04-3.84GWh，占比48%-60%。

国海证券认为，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%，未来随着规模的扩大，经济性有望进一步凸显，商用大年将至。

中信建投也指出，通常而言，能够用于百兆瓦级及以上的大规模储能技术只有抽水蓄能和压缩空气储能两种方式。

目前抽水蓄能主导国内储能市场，然而抽水蓄能资源依赖性强，对地形、水源的要求高，开发周期长，该技术的应用存在较高的局限性。

因此压缩空气储能被视为最具发展潜力的物理储能技术，是解决“弃风”、“弃光”等新能源消纳问题的重要途经之一。

据观研报告网预测，2022-2025年我国新增储能装机中压缩空气储能渗透率或将达10%，则新增装机6.59GW，预计2025年累计装机容量达到6.76GW。

文章来源： 选股宝，石化行业走出去联盟，财经视线