（报告出品方/作者：德邦证券，郭雪）1. 新型电力系统下，压缩空气储能建设需求逐步提升1.1. 新能源装机逐步提升，大规模长时储能发展需求强烈储能是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。
储能技术可以 弥补电力系统中缺失的“储放”功能，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更 加“柔性”，可以平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运 行的安全性、经济性和灵活性。
储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。
1）发电侧电力需求场景较多，包括削峰填谷、电力市场辅助服务、可再生能源 并网等；2）输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等； 3）用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供 电可靠性等。
各类储能中，抽水蓄能占比最大，新型储能增速较高，压缩空气储能占比 仅为 3.2%。
根据 CNESA 发布的《储能产业研究白皮书 2022（摘要版）》，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模 46.1GW，其中抽水蓄能累 计装机规模为 39.8GW，占比为 86.3%，抽水蓄能依然占据最大规模，新型储能 累计装机规模为 5729.7MW，同比增长 75%，市场增量主要来自新型储能。
新 型储能中，锂离子电池占据主要地位，占比达到89.7%，压缩空气储能占比较小， 仅为 3.2%。
新能源发电时间与空间错配，对电网稳定性带来挑战。
随着风光装机规模的 不断提升，发电的间歇性对电网的影响越来越大，对电网的稳定性带来挑战，具体体现在两个方面：1）时间错配：风光发电时间与用电负荷高峰时间不匹配， 风电在白天出力较小，夜晚出力较高，而光伏在阴天以及夜间出力也会骤降。
2） 空间错配：我国九大清洁能源基地均集中在三北地区，而用电负荷较高的地区多 为中东部地区，空间错配导致电网跨地区调控压力大，电网稳定性风险增加。
风光装机规模快速增长，长时大规模储能需求可观。
长时储能可以凭借长周 期、大容量的特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，保障电力供应，降 低全社会用电成本。
2021 年，美国能源部将至少连续运行（放电）时间达 10 小 时，使用寿命为 15 至 20 年的储能定义为长时储能。
一般而言，国内将充放电循 环时长高于 4 小时或者数天、数月的储能系统都称为长时储能。
长时储能中，抽水蓄能发展最成熟，但建设周期长且受地理位置影响，压缩 空气储能可实现替代。
根据储能类型的差异，储能可以分为机械储能、电化学储 能、化学储能、热储能，其中长时大容量存储主要包括抽水蓄能、压缩空气储能。
然而抽水蓄能受地理条件限制，能量密度较低，总投资较高，且建设周期一般需 要 6-8 年。
相比而言，压缩空气储能虽然效率相对较低，但建设周期相对较短， 一般为 12-18 个月，此外压缩空气储能场地限制较少，虽然将压缩空气存储在合 适的地下矿井或熔岩下的洞穴是最经济的方式，但是现代压缩空气存储的解决方 法是用地面储气罐取代溶洞。
1.2. 非补燃压缩空气储能效率高且符合清洁化要求，技术不断突破压缩空气储能基本原理：低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴 或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空 气从储气室释放，利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。
主要设备：压缩空气系统由压缩机、冷却器、压力容器、回热器、涡轮机（膨胀机）以及发电机组成，其中压缩机与涡轮机（膨胀机）为系统核心设备。
最早在 1950 年左右，美国即提出压缩空气储能相关专利。
1978 年，德国建 成了第一座压缩空气储能电站（Huntorf 电站），储能功率是 60MW，释能功率是 290MW，在地下废弃的矿洞中存储，储能效率是 42%。
1991 年，美国建成第二 座压缩空气储能电站 McIntosh 电站，储能功率是 50MW，释能是 110MW，也是 存储在矿洞中，储能系统效率 54%。
以上两座电站均为补燃式压缩空气储能电站。
补燃式压缩空气储能电站存在技术缺陷。
即盐穴中高压空气释放后需加热膨胀以产生更大推力，维持系统循环运行，因此需要烧煤或天然气加热空气，这个 过程称为“补燃”。
所以，传统补燃式压缩空气储能存在天然技术瓶颈，包括天 然气等化石能源提供热源且系统效率较低，一般效率仅为 40%-55%左右。
非补燃式压缩空气储能电站符合清洁环保特征，具备广阔前景。
非补燃式压 缩空气系统则是利用自身的“内循环”，即将压缩空气过程中产生的大量热能储 存起来，待发电时在将存储热能释放，成为天然的“助推剂”，整个过程没有任 何燃烧、排放，因此更符合清洁低碳特征，且效率更高，电能转换效率可提升至 60%以上。
新型的压缩空气储能主要包括绝热式、蓄热式、等温、液态和超临界压缩空 气储能，随着技术的进步，不断解决压缩空气储能对大型储气室的依赖，并进一 步提高系统效率。
2. 政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性提升2.1. 政策催化下，压缩空气储能产业进程加速国家层面出台多项政策支持压缩空气储能产业的发展。
2021 年 7 月，国家 发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确 提出要实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。
2022 年 3 月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求推 动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用。
2022 年 8 月，工业和信息化部 等五部门联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，要求加快压缩 空气储能装备的研制。
国家层面出台的一系列的政策为压缩空气储能的产业化发 展奠定了基础。
从兆瓦级向百兆瓦级迈进，我国压缩空气储能产业化进程加快。
2013 年， 廊坊 1.5MW 超临界压缩空气储能示范项目投运，是我国正式投入的第一个压缩 空气储能项目。
2021 年，我国压缩空气储能示范项目取得多个里程碑式进展， 山东肥城 10MW 项目与贵州毕业 10MW 项目均完成并网发电，正式投运。
2022 年，江苏金坛 60MW 盐穴压缩空气储能、张家口 100MW 先进压缩空气储能国家 示范项目投运，压缩空气储能产业化进程有所加快。
综合来看，已投运项目规模 约为 182.5MW。
里程碑：百兆瓦级别压缩空气储能项目顺利投运。
2021 年 8 月，由中国电 建所属水电四局承建技术
