作为动力电池的核心原材料，被誉为"白色石油"的锂价格已经“高不可攀”了。

先是从今年年初以来，国内电池级碳酸锂和氢氧化锂价格均已实现翻倍，其中氢氧化锂价格更是从年初的每吨22.5万涨至57.5万；再就是国外也“捂紧”了锂资源的口袋：上个月，加拿大工业部以所谓国家安全为由，要求三家中国公司剥离其在加拿大关键矿产公司（即锂矿）的投资。

牵一发而动全身，原本以锂电池为代表的新型储能技术已经在快速发展中，在预计未来5年储能装机容量年增长率大于50%的前提下，储能之路该何去何从？

什么样的技术能够在匹配未来新能源发电行业发展速度的基础之上，实现能源互联网所必需的大规模、低成本、安全稳定的长时储能？

在我们看来，压缩空气储能技术有望凭借其独特的优势，在未来的储能市场占据至关重要的地位。

01 储能行业：能源互联网稳定器

为什么现在要大力发展储能？

先来看这张中国2060能源互联网示意图：

信息来源：昆仲资本分析和整理

为了实现“双碳”目标，就必须发展以光伏、风电等新能源为主要发电出力方的现代能源互联网，但由于新能源发电天然具有波动性大、资源地理分配不均衡的特点，因此，储能作为灵活性电源，未来势必承担起电网“削峰填谷”的主要责任，起到电网“稳定器”的作用。

那什么是新型储能？市场潜力有多大？

所谓新型储能，其实就是指除抽水蓄能以外的所有新兴储能技术，之所以将其定义为新型技术，主要是因为此前我国电力系统对储能的需求有限，规模化的储能凭借抽水蓄能就够了，因此，其他技术均停留在科研层面，相对较新。

但是，在新能源发电装机容量快速提升的大背景下，新型储能的发展也在这两年步入了快车道，首先，政策层面正不断给出强力支持。

2021年，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，紧接着，2022年2月份发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》（后简称为《实施方案》），目前，我国已经有23个省市已明确新能源配储要求，配储比例10%+，储能成为刚需，行业正进入快速发展期。

其次，在市场规模方面，我们预计，到2030年，我国新型储能设施累计装机容量将达到130GW，年储存电量超9000亿度，期间投资规模将达4000亿；到2060年，累计装机容量将达到500GW，年储存电量超36000亿度电，期间投资规模将达1.5万亿。

在如此大的市场潜力预期之下，各种类型储能技术自然也开始“卷”起来了。

主要储能技术成熟度分析示意图

信息来源：A.T Kearney Energy Transition Institute Analysis

根据储能原理的不同，储能技术大致可以被划分为电化学储能和物理储能两大类，如上图所示，不同技术的成熟度也不尽相同：

在电化学储能中，锂离子电池技术最为成熟，且已经实现规模化装机，而近两年来颇受关注的钠离子电池、液流电池还处于研发阶段，预计在未来2-3年内有望实现量产；

在物理储能中，除传统抽水蓄能之外，压缩空气储能技术最成熟，且在全国范围内已有多个示范项目落地，其次是飞轮储能技术。

从商业化程度来看，得益于技术和供应链的双重成熟，目前锂离子电池以90%的市场份额暂时领先，但考虑到其高昂的单位成本、相对较短的使用寿命（高频使用下只能用5~8年）以及潜在严重的安全隐患，储能行业急需“物美价廉”的新技术来满足需求。

这样一来，新技术开始不断涌现，目前具体分为两大路线：

继续走电化学储能路线，通过采用更加便宜的成分（如：钠离子电池）降低电池成本，亦或利用更加安全、稳定的化学流程（如：钒液流电池）。

走物理储能路线，采用更加绿色、高效的储存介质（如：氢），亦或采用更加稳定安全、且具备规模效应的工作介质和流程（如：空气等）。

主流储能技术优缺点比较分析

信息来源：昆仲分析总结

如上图所示，综合考虑技术本身的特点和成熟度，我们认为未来几年，压缩空气储能有望凭借其较高的技术成熟度、明显的规模经济效应和明确的技术改进路线，成为继锂离子电池之后，又一重要的、可落地的储能技术。

02 储能大行业：装机快速提升，商业模式逐渐明晰

储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显。

储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。

电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。

然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。

国内外装机量快速提升，需求空间广阔。

储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。

自2017年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。

2021 年 7 月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至2025 年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW 以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。

2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。

近年来，全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。

根据 CNESA，全球2021年新增装机量为18.3GW，同比增长181.30%，截至 2021年底，全球已投运储能项目的累计装机量达209.4GW，同比增长 9.58%。

中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国2021年新增装机量为 7.7GW，同比增长140.63%。截至2021年底，中国的累计装机量达到43.3GW，同比增长21.63%。

2022年前三季度，我国新增储能装机7.0GW。

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，同比+36%，环比一季度+7.5%，预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。

03 压缩空气储能：重登“舞台”，锐意进取

其实，压缩空气储能并不是一门“新技术”。

第一代压缩空气储能技术，即补燃式压缩空气储能（Diabatic-Compressed Air Energy Storage或D-CAES）起源1950年代，此后于2000年代初又迭代出热利用效率更高的非补燃式压缩空气储能（Advanced Adiabatic-Compressed Air Energy Storage或AA-CAES），这也是当前我国实现商业化落地的主要技术。

与此同时，为了降低对气体储存空间的要求，也为了降低建设运营成本并提高系统效率，科学家们从1970年代后半段就开始研究液态空气储能（Liquid Air Energy Storage或LAES），并在2000年代初开始研究理论效率更高的液态二氧化碳储能技术（Liquid CO2 Energy Storage或LCES）。

从工作原理来看，压缩空气储能的原理极为简单，即在用电低谷，通过压缩机将空气或其他气体压缩至高压气态/液态并存于储气室/储液罐中，使电能转化为内能存储起来；在用电高峰，将高压空气/液态气体从储气室/储液罐释放出来，形成高压流体，驱动透平机运转发电。

分析上述原理我们可以看出，如何减少系统中的能量损失，充分利用工作过程中产生的热能量和冷能量，是提升系统循环效率(Round Trip Efficiency或RTE)的核心手段；而选择何种工作介质则将直接决定了系统的理论储能密度（Energy Storage Density或ESD）、工艺复杂程度和建设运营成本。

以D-CAES和AA-CAES比较为例，由于AA-CAES采用了蓄热装置回收了压缩中产生的热能量，从而使得其系统效率有了明显的提升；再以AA-CAES和LAES比较为例，由于LAES以液态空气为工作介质，其存储成本有望大幅下降，但也由于增加了液化空气环节，导致其工艺复杂程度更高。

目前，不同的技术路径均有相关团队关注且有的技术已经有项目落地：

AA-CAES方向，清华大学电机系梅生伟教授提出了非补燃压缩空气储能设计方法，已建成位于芜湖的500kW压缩空气储能系统示范项目（系统效率35%）及位于江苏常州的60MW级金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目。

LAES方向，中科院工程热物理研究所储能研发中心主任陈海生老师带领团队完成建设了位于廊坊的1.5MW级压缩空气储能示范项目1座（理想系统效率52%）及位于贵州毕节的10MW级压缩空气储能系统示范项目1座（理想系统效率60.2%）；

此外，中科院理化所王俊杰老师在低温液态空气储能技术的基础理论及模拟仿真方面开展了细致而深入的研究，创新性地提出采用梯级恒温蓄冷、小温差传热的高效蓄冷流程，并于2018年在理化所廊坊园区搭建了国际首套基于双级液相工质蓄冷的液态空气储能实验平台。

LCES方向，西安交通大学谢永慧教授团队研发的新型二氧化碳储能是一种气液互转、两态协同储能技术。其四川德阳“新型二氧化碳储能验证项目”于2022年8月完工试运营；

此外，中科院理化所张振涛老师长期从事碳中和路径上能源节约与绿色工业相关研究，首次提出了充分利用超临界二氧化物性优势的双液态二氧化碳储能方案，并计划在2023年完成建设其首个中试项目。

04 应用场景分析

压缩空气储能技术针对不同应用场景具有不同的适用性，简析如下：

（1）削峰填谷场景。当前，我国电网规模日益增大，复杂性日益加剧，电网峰谷差给发电和电力调度造成了困难，且电网发生大面积停电故障的风险在逐步增大。因此，需要大容量、高效率的储能技术缓解电网高峰供电压力，同时提供事故备用，进而保证电网安全、经济运行。与抽水蓄能电站用于削峰填谷场景的功能类似，压缩空气储能电站能量释放时间为小时级以上，功率等级为百兆瓦级，调节能力为分钟级，也具备服务电网削峰填谷需求的能力。国外已建的2座商业化运行的压缩空气储能电站均用于削峰填谷场景。

（2）电源侧可再生能源消纳场景。我国风能资源和太阳能资源主要分布于西北地区，当地的电能消纳能力不足，需进行远距离外送。在风电场和光伏发电场配备相应比例的储能系统是解决并网和远距离外送问题的有效途径。压缩空气等新型储能系统能够在电网无法消纳风电和光伏发电的情况下，将电能储存起来，有效避免弃风、弃光，有效支撑新能源基地打造，确保并网系统的安全稳定。

（3）电网辅助服务场景。电网辅助服务作为电力系统的稳定器、调节器、平衡器，包括电网调频、调相等功能。首先，压缩空气储能系统具备二次调频的能力，并且由于压缩空气换热温差远小于燃气轮机组，同样等级下其频率调节速率远快于燃机。其次，压缩空气发电机组在调峰时段也可起到支撑电网电压的作用。如果考虑调峰任务完成后不停机而使发电机作调相机运行，其系统运行方式时可根据电网日负荷曲线安排发电和调相计划。

（4）用户侧服务场景。用户侧作为电能发-输-配-变-用的最后一个环节，直接消耗电能（能源）以服务经济社会发展，服务于用户侧储能可降低用电成本和提高用户侧电能可靠性。对于压缩空气储能而言，还有一种面向用户的场景，即冷-热-电联供，可更为充分地利用压缩-发电过程中的冷、热能，对于一些工业园区等耗能单位，统筹考虑其能源利用形式，可提高系统效率。此外，压缩空气储能规模范围达10～300MW，储气时长可从分钟级到小时级，储气装置也可利用地面储气罐，规模及布置灵活，对分布式电力系统更具有适应性，可能使用户获得较低的电费水平。

05 昆仲观点：神奇的超临界二氧化碳可能成为突破储能技术的“矛”

在我们看来，压缩空气储能具有装机容量大、储能周期长、系统效率高、规模经济效应明显等优点，且一般可储释能上万次，寿命达40-50年，将是最具有广阔发展前景的大规模储能技术之一，可以与抽水蓄能相媲美。

在不同的压缩空气储能技术方向中，我们综合各种新式储能技术的优劣，认为液态二氧化碳储能，也可称为超临界二氧化碳储能（业内习惯简称“超二”），是一项更具发展潜力的技术。

总结来说，它具有综合性能高，储能效率高和系统成本低等特点，而这一切的根源在于超临界二氧化碳的独特物性。

如下图所示，二氧化碳在-30度，10个标准大气压下，即可以进行液化保存，其存储条件相较液态空气（-193度）简单了很多也便宜很多；

而在+31度，74个标准大气压下，二氧化碳将变成固液混合的超临界状态，是推动透平机发电的高效工作介质（明显由于当前用于火电发电的高压水蒸气）。

二氧化碳物性示意图

从数据角度来比较，与液态空气储能对比，液态二氧化碳储能的储能效率（52.2~62.1%）和储能密度（22~50kWh/ m³）两项关键参数的表现更好；系统储能效率也可达到52.2~62.1%，超过液态空气储能(LAES)的37.0~49.7%。

当然，超临界二氧化碳作为压缩空气储能的一种工质，既有明显优势，也有较大的技术难度，比如二氧化碳在压缩过程其物性参数随着压力温度变化大，因此气动设计很难准确计算；再比如，二氧化碳分子量比较大，相应二氧化压缩机压力高，压比大，对比空气压缩机其轴向力会大很多，设计过程轴向力准确计算难度大等……

但具备技术门槛才能成就稀缺性，这也正体现了我们做风险投资的底层方法论：投早、投新，坚持做“难而正确”的事情，虽道阻且长，但行则将至。

文章来源： 昆仲资本，赶碳号科技，中国国际石油化工大会