根据国务院2021年9月22日发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，到2030年我国非化石能源消费比重将达到25%，到2060年将达到80%。新能源出力波动性大，其大规模并网持续提升电力系统对调节能力的需求。据人民日报，新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势逐渐凸显。

新型储能方兴未艾。据《储能产业研究白皮书2022》显示，截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模5730MW。根据国家能源局预测，到2025年我国新型储能市场装机规模将超30GW；中国电科院预计我国到2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。

在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用。国内市场，新能源配储、独立储能等落地形式推动储能需求指数增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能、锂电储能呈现爆发性增长，压缩空气储能、液流储能等新型长时储能技术也进入了发展快车道。

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机械储能

根据能量存储形式，储能包括电储能、热储能和氢储能，其中电储能是最主要的储能方式。电储能中，根据存储原理不同又分为电化学储能和机械储能。

不同技术路径各有优劣，适用于不同应用场景。

电化学储能的额定功率和存储电量较为灵活，但普遍存在安全或环保问题，主要用于新能源消纳、峰谷价差套利、电力系统调峰调频以及 UPS 等领域。机械储能普遍寿命较长，但响应时间显著慢于电化学储能和电磁储能，主要用于电力系统调峰领域。

机械储能通过物理方法对能量进行存储，需要时再将机械能转化为电能。机械储能主要包括重力储能、抽水蓄能、飞轮储能和压缩空气储能。

1、重力储能

重力储能介质主要分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。

除较成熟的抽水蓄能外，主流重力储能方式为 Energy Vault（EV）提出的储能塔，其利用起重机将混凝土块堆叠成塔，通过混凝土块的吊起和吊落进行储能和释能。根据 EV 官网信息，其储能塔能源效率可达 90%，可以在 8-16 小时内以 4-8MW 连续功率放电，实现对电网需求的高速响应。

2、抽水蓄能

抽水蓄能电站包含上下两个水库，在电力负荷低谷时利用过剩的电力抽水至上水库，高峰时将水放出，利用水从上水库流向下水库时产生的机械能发电，从而达到调峰的作用。

抽水蓄能可以实现能量的大规模存储，因此广泛应用于电力系统调峰。但由于其响应速度较慢，初始投资高，且受地理选址限制，因此未来发展空间有限。

3、飞轮储能

飞轮储能在储能时，电能驱动电机运行，电机带动飞轮加速转动，飞轮以动能的形式将能量存储起来；释能时，高速旋转的飞轮拖动电机发电，完成机械能到电能的转换。

飞轮储能比功率大，使用寿命长达15-30 年，且响应速度可以达到毫秒级。因此飞轮储能主要用于调频和 UPS。但因为其能量密度低且备电时长无法超过 30 分钟，因此无法应用于大规模储能电站。

4、压缩空气储能

压缩空气储能技术源于燃气轮机技术。用电低谷通过电动机带动压缩机将空气压缩并储存于储气室中，使电能转化为空气的内能以存储；用电高峰时，高压空气从储气室释放，进入燃料室同燃料一起燃烧，驱动透平做工，带动发电机发电。

压缩空气储能是抽水蓄能之后另外一项适合 GW 级大规模电力储能的技术，除存储能量高之外，还具有能量密度和功率密度高、运营成本低、使用寿命长等优点，但与抽水蓄能类似，压缩空气储能也受地理条件限制，需要高气密性的洞穴作为储气室，这也进一步限制了压缩空气储能的发展。

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“空气充电宝”压缩空气储能

压缩空气是机械储能的一种，其储能原理为电能与压力势能+热能的相互转化。储能：在电网负荷低谷期间，通过压缩机压缩空气存储电能，并将压缩空气运输至废弃盐洞等压力容器中; 放电：在电力紧张时，放出储气库内高压气体，并将气体加热升高至一定温度后输送至膨胀机，将压缩空气的势能转变为膨胀机的机械功输出，驱动发电机发电。

按是否分为热压分储，压缩空气储能可分为补燃式和非补燃式两类。我国现有投产均为非补燃式，其中，蓄热式（绝热）系统为主流。

I.补燃式系统仅存储了压力势能， 热能靠燃料在燃烧室中的燃烧提供，20世纪国外已投产项目采取该技术路线，效率一般低于55%。

II. 非补燃式将压缩过程产生的压缩热以热能的形式存储在蓄热罐中，效率可提升至60%-70%。其中，绝热系统实现了对压缩热的回收再利用，大幅提升了系统效率。

据CNESA最新统计数据，截至2022年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，装机规模最大的是抽水蓄能，电化学储能紧随其后，新型储能项目累计装机规模6663.4MW，其中压缩空气储能在新型储能中的占比是2.9%，装机规模约193.24MW。

《“十四五”新型储能发展实施方案》，将百兆瓦级压缩空气储能技术列入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。我国压缩空气储能经过十多年的发展，示范项目规模从千瓦级发展到百兆瓦级，到2022年第四季度出出现了吉瓦级压缩空气储能备案项目。

2013年在河北廊坊建设首个兆瓦级示范项目，项目规模1.5MW，系统效率达到了52.1%；2021年10月，贵州毕节压缩空气储能示范项目正式并网发电，项目规模10MW/40MWh，系统额定效率为60.2%；2021年12月。首台百兆瓦压缩空气储能国家示范项目在河北省张家口落地，项目规模为100MW/400MWh，系统设计效率70.4%；2022年5月，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目投运，标志着世界首座非补燃压缩空气储能电站正式投入商业运行，项目规模60MW/300MWh，转换效率达60％。

能源电力说根据公开数据，不完全统计了山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等12省备案、签约、在建、投运压缩空气储能项目合计35个；其中25个有公开规模数据，这25个项目合计规模已超8.2GW，压缩空气储能颇有蓄势待发的发展势头。

储能时长均在4小时以上，其中4h项目9个，6h项目6个，8h项目5个，5h项目4个，10h项目1个。

山东省已出现吉瓦级备案项目，如中电建肥城5×300MW/1800MWh盐穴压缩空气储能项目、峄城区1000MW/5000MWh压缩空气储能项目。

根据现阶段地面系统的压力参数，盐穴压缩空气储能能一般埋深在500-1100m，在有盐穴的地方可以利用盐穴，没有盐穴的地方依靠人工造穴，地质限制小。从统计的35个压气蓄能项目来看，地下储气洞穴除了盐穴，山东滕州曹庄煤矿100MW先进压缩空气储能示范项目、山西基于煤矿巷道压缩空气储能发电系统等多个项目利用废弃煤矿巷道作为储气库。

在统计的项目中，32个项目已公开项目单位，参与单位众多。华能集团、国家电投集团、国家能源集团、大唐集团、华电集团、电建集团、中能数科、中储国能、中盐集团、苏盐集团、豫能控股、浙能集团、巨人能源、启迪控股、平顶山晟光储能有限公司、国源时代、河北建投、北京未来乡村科技发展有限公司、泰捷瑞储能技术公司等。

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效率提升+规模效应驱动降本，单位建设成本已比肩抽蓄

根据我们统计，压缩空气储能项目单位投资成本呈持续下行趋势，从2014年投产的安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目的60元/W（效率33%）一路下行，当前开工/可研/签约项目单位投资成本最低已达5-6元/W，已接近抽蓄的5.5-7.0元/W（来源于中国储能网）。据中国科学报，一套10MW压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本在0.3~0.5元/度。

技术进步拉动能量转化效率持续提升。据《压缩空气储能技术研究现状与展望》，基于目前的设备制造水平并扣除由于热回收效率等各类不可避免的损失， 理论上系统效率可达到 70%~80%。据中国科学报等，当前投产的张家口项目效率已达70.4%，相较2013-2014年投产项目的30-50%左右显著提升。

根据我们统计，项目的规模已从早期的KW级提升至百MW级，现有签约项目最大已达1GW/6GWh。据中国科学报，同10MW系统相比，100MW系统将提高效率10%，单位成本下降30%。

展望未来，随着技术进步提升能量转化效率+项目规模的提升，其单位投资成本有望继续下行。据中科院工程热物理研究所陈海生，压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本可下降至0.3元/度。

根据我们测算，当压缩空气储能项目单位投资成本为6元/W、储能时长5h，循环次数350次（全年一充一放），充电电价为0.2元/KWh时，其度电成本为0.57元/KWh；循环次数700次（全年两充两放），其度电成本为0.43元/KWh。

文章来源： 嘿嘿能源heypower，江苏省储能行业协会， 能源电力说