压缩空气储能原理、技术优势、产业链及市场规模如何？

逐渐成熟并迈入商业化，核心设备价值占比大。

压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage，简称 CAES）是采用压缩空气作为能 量载体，以机械设备实现能量存储和跨时间、跨空间转移的物理储能技术。原理分两个阶段：空压机将空气加压至储气库，电能转化为压缩空气的压力势能得以储存；压缩空气进入透平 膨胀机发电，压缩空气的压力势能重新转变为电能。 早期的补燃式压缩空气储能技术来源于燃气轮机，但存在额外碳排放问题。燃气轮机是 一种利用燃料的能量带动压缩机给燃烧室送风加压，产生的高温高压气体通过膨胀机对外做 功的内燃式动力机械。补燃式压缩空气储能与燃气轮机结构类似，区别在于：①压缩机和透 平机独立工作②利用外界电能驱动压缩机送风加压③气体和能量可以储存④膨胀做功环节 额外再使用燃料给气体加热。补燃式压缩空气储能结构简单、设备运行可靠、投资成本低， 但主要存在两个问题：①压缩环节气体放热造成能量损失②燃料加热环节存在碳排。因而无 法真正实现清洁、高效的压缩空气储能过程。

新型非补燃式压缩空气储能清洁高效，正逐渐取代补燃式成为主流技术。非补燃压缩空 气储能装置工作原理：①储能阶段，电能通过电动机驱动空气压缩机，将空气压缩至储气装 置，同时将压缩过程中气体释放的热量存至储热室；②释能阶段，利用储存的热量对释放出 来的高压空气加热，进入透平膨胀机做功发电，出口还可实现对外制冷。非补燃压缩空气储 能是冷热电联供系统，全程没有碳排放，综合效率高，目前技术已基本成熟，正逐渐取代过 去的补燃式压缩空气储能技术。

压缩空气储能主要用于电力系统调峰。由于电力系统需求端存在高峰和低谷期，且随着 风电、光伏等新能源装机占比持续提升，电力供给越来越不可控，因此需要将发电高峰时期 的电能储存，在用电高峰的时候释放。

以金坛压缩空气储能国家示范项目为例，储能系统通过一天 4 个阶段实现电力调峰： ①储能过程（23:00- 7:00）：此阶段为用电低谷期。低谷电（弃风、弃光等）通过电动 机带动空气压缩机工作，空气从外界环境被压缩至储气室，气体压缩过程中释放的热能被换 热器收集，电能一部分转化为高压气体的内能，一部分转化为热能。 ②能量储存（7:00-13:00）：电能一部分以压力势能的形式储存于岩穴的高压气体中，一 部分以压缩热能的形式储存于储热罐中。 ③释能过程（13:00-18:00）：此阶段为用电高峰阶段。高压空气从储气库中释放，储热 罐中的热能通过换热器加热气体，气体通过透平膨胀机做功，带动发电机进行发电。储热罐 中的热能和压缩空气的势能重新转化为电能输入电网。 ④待储过程（18:00-23:00）：储气库气压逐渐降至初始状态，储热罐温度逐渐降至常温 状态，等待下一个储能过程的开始。

技术优势：压缩空气储能具有安全性高、环境友好等优点，技术基本成熟，正成为最具 发展前景的大规模储能技术之一。目前电力储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能和电化 学储能三种。抽水蓄能和锂电池储能的技术成熟度高，但前者建设周期长，且对地理条件依 赖程度极高，只能在具有特定高低差的山区进行建设；锂电池存在火灾及爆炸风险。压缩空 气储能相较于电化学储能功率规模更大且仍有较大提升空间、寿命高且安全无污染，目前在 单位建设成本和效率上已接近抽水蓄能；相较于抽水蓄能储能密度更大、建设周期短且对地 形环境依赖度小。湖北应城 300MW 是世界首台套 300MW 级空气压缩储能项目，其开工标志着 压缩空气储能技术已基本成熟，为大规模商业化应用开端。

设备拆分：金坛国家示范项目设备主要由电动机、压缩机组、盐穴储气库、蓄热系统、 膨胀机组、发电机、调度控制系统和送出系统组成。其中，①压缩机：采用两极式离心压缩 机组，各级出口均布置蓄热换热器。②膨胀机：采用两极轴流式空气透平膨胀机，各级出口 均布置回热换热器，用以加热透平的进气。③蓄热系统：采用高温合成导热油作为储热和换 热工质。④储气系统：从成本端考虑，高压空气一般存储于地下盐穴中，也可自建储气室。 空气压缩机和膨胀机价值占比近 4 成，为压缩空气储能设备核心部件。根据中商产业研 究院 2022 年的数据，压缩空气储能电站中，压缩机/膨胀机/蓄热换热设备/储气系统/厂房 土地/其他的成本占比分别为 20%/20%/15%/25%/10%/10%。空气压缩机和膨胀机价值占比高， 皆为压缩空气储能电站核心部件。

压缩空气储能产业链：上游包括盐穴资源、储气罐等储气装置，以及空气压缩机、透平 膨胀机、热交换系统等核心设备；下游接入电网系统，主要服务于风电站、光伏电站等，服 务于工业用电、商业用电、居民用电等，起到调峰、填谷、储能等作用。

压缩机、膨胀机与换热器：国内厂商技术成熟，可成套提供设备。压缩机与膨胀机为压 缩空气储能电站核心设备。压缩机需要采用轴流压缩机或离心压缩机，目前国内只有陕鼓和 沈鼓具有该类设备较强的技术实力。膨胀机、换热器等供应商较多，国内诸如东方电气、上 海电气、哈尔滨电气等都拥有成熟的技术和设备供应，其中在金坛 60MW 压缩空气储能示范 项目中，东方电气提供了膨胀机，哈尔滨电气提供了换热器，上海电气提供了大功率电机。

储气装置：盐穴储气技术较为成熟，优势明显。储气是压缩空气储能的重要环节，主要 技术包括天然盐穴储气、人造硐室储气、地上储气设施储气。其中，天然盐穴储气技术非常 成熟，是目前大规模压缩空气储能商业化运行的最佳选择。早期德国 Huntorf 电站和美国 McIntosh 电站均采用地下天然盐穴作为压缩空气储能的储气设施。在我国已运营的项目中， 山东肥城 10 MW 示范电站、中盐金坛 60 MW/300 MWh 国家试验示范项目以及湖北应城 300MW 压气储能电站示范工程也均采用盐穴储气方式。

需求上：光伏、风电等新能源装机占比逐渐提升，储能需求越来越迫切。近年来新能源 累计装机量和装机配比逐渐提升，但以光伏、风电为代表的新能源发电单级容量小、数量多、 布点分散，且受季节、天气等外部环境影响大，具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。 供电时段分布上新能源处理与用电负荷也存在较大差异。风电一般夜间出力大，但此时用电 负荷小；光伏发电在白天出力大，但到了用电高峰的晚上却快速减小，且受天气等因素影响 较大。因而电网对大规模、长周期的储能需求持续增加，近年来新能源配储比率的提高使得 弃风率、弃光率有效降低。

政策上，国家明确了新型储能产业各阶段的发展目标，各省陆续出台强制配储政策为新 型储能的落地提供指引。近年来，以《“十四五”新型储能发展实施方案》为代表的国家级政 策，强调新型储能对实现“双碳”目标的重要意义。2021 年至今，全国多个省份对新能源配 套储能提出了明确要求，西藏、湖北、天津、新疆、河北部分、陕西部分，和青海部分项目 要求达到 20%左右，我们预计平均下来风电光伏配储比例在 10%-15%左右。

压缩空气储能渗透率当前较低，有待提升。2023 年中国已投运电力储能项目累计装机规 模为 83.7GW，抽水蓄能/蓄冷蓄热/新型储能占比分别为 60.50%/1.1%/38.4%，其中锂离子电 池占新型储能的 94.9%，占总储能规模的 36.4%；压缩空气储能装机量仅占新型储能 0.6%， 占总储能规模 0.23%。2023 年新增电力储能装机规模中，抽水蓄能/蓄冷蓄热/新型储能分别 占 18.3%/1.4%/80.3%，其中锂离子电池占新型储能的 97.5%，占总储能规模的 78.3%，当年 无新增压缩空气储能装机量。

技术成熟、需求拉动和政策驱动下，2022 年以后国内压缩空气储能项目井喷式发展。目 前全国各地已有 8 个在运营压缩空气储能项目。已签约或开工建设项目 25 个，累计储能装 机规模达到 8.797GW，其中大部分项目将于 2027 年前完成投运。参与企业主要包括中储国 能、中国能建、中国电建、国家能源集团、国家电投、中国华能、福能股份等。

我们预计 2030 年我国压缩空气储能累计装机量 42.72GW，其中 2024-2025 年累计新增压 缩机设备市场规模达 25.12 亿元，2026-2030 年累计新增压缩机设备市场规模达 293.90 亿 元。测算假设和过程如下： 1.测算风电光伏累计配储量：结合国家能源局的风电、光伏历史装机量数据，以及能源 转型背景下光伏、风电装机量占比逐步提升，我们预计 2030 年风电、光伏累计装机规模分别 达到 891GW、2560GW。随着近几年各地配储政策逐渐落地，我们预计光伏、风电投运储能项 目的配储比例会逐渐提升到政策要求的平均水平 15%,因而计算得 2030 年风电、光伏累计配 储规模分别达到 134GW、384GW。 2.测算压缩空气储能累计装机规模：根据 CNESA 数据，2023 年我国压缩空气储能累计规 模达 0.18GW。考虑到压缩空气储能的优势，未来在新兴储能项目中的占比有望逐步提升，结 合目前已公开规划的压缩空气储能规模，我们预计 2030 年压缩空气储能累计装机规模将达 到 42.72GW，是 2023 年已并网规模的 237 倍。 3.测算压缩空气储能压缩设备市场规模：我们选取典型项目—湖北应城 300MV 压缩空气 储能示范工程项目为参考，假设压缩空气储能单 GW 压缩机设备投资额约 7.5 亿元。以此计 算，可得 2030 年压缩空气储能压缩机新增市场规模将达到 96.16 亿元，2024-2025 年累计新 增压缩机设备市场规模达 25.12 亿元，2026-2030 年累计新增压缩机设备市场规模达 293.90 亿元，增量空间广阔。