解码压缩空气储能为何它是最具潜力的储能技术36碳闪课

压缩空气储能发展现状及未来展望储能——能源结构调整的技术支撑，多种场景下已成刚需发电侧储能电网侧储能用户侧储能电力调峰

•辅助动态运行

•系统调频可再生能源并网电力自发自用

• 容量电费管理峰谷价差套利

• 提升供电可靠性储能在多种应用场景下的刚性需求缓解电网阻塞

•延缓输配电扩容升级

•电力市场辅助服务削峰填谷2060年中国实现碳中和要求2045年左右电力系统实现碳中和电力系统是碳排放大户，减排压力巨大要求发展风电、光伏发电等零碳排可再生能源发电，实现能源结构多元化及电力供需平衡高度耦合储能可解决新能源消纳阵痛，增强新能源可调节性；同时助力电力网络从独立转向耦合碳中和新能源储能国家政策密集出台，推动新型储能建设加速2020年10月《‘十四五’规划和二〇三五年远景目标》加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用2021年2月2021年6月《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》明确新型储能项目为除抽水蓄能以外的以输出电力为主要形式的储能项目2022年3月《“十四五”新型储能发展实施方案》“十四五”新型储能技术试点示范百兆瓦级先进压缩空气储能系统应用《关于加快推动新型储能发展的指导意见》到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模30GW以上2021年7月《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》鼓励社会资本等各类投资主体投资各类电源、储能及增量配电网项目《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》独立储能充电不再承担输配电价和政府性基金及附加2022年6月双碳目标下的储能市场容量截止至2021年12月，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增涨9

，我401306007508007006005004003002001000中国新型储能装机规模预测（单位：GW）2021年全球已投运储能项目累计装机分布2021年中国已投运储能项目累计装机分布国投运储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22

，同比增长30

。其中抽水蓄能39.8GW，新型储能5.76GW。数据来源：中关村储能产业技术联盟如达到“十四五”期间30GW新型储能装机要求，复合年均增长率将大于50

，如参照各地方政府的“十四五”规划，新型储能装机规模将高达43.7GW，复合年均增长率约为662025E 2030E 2050E 2060E根据《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》提出，到2050年中国新型储能装置装机量（含V2G）达到600GW，2060年达到750GW。数据来源：全球能源互联网发展合作组织双碳目标的必要选择——长时大规模储能国家《十四五规划》关于能源建设的总体规划发电侧、电网侧亟需长时、大规模储能系统，它将有效支撑新型电力市场的形成。资源禀赋——时间及空间的错配九大清洁能源基地集中三北地区，可再生能源发电占大规模装机导致电网跨地域调控压力大，电网稳定性风险增加长时大规模储能——传统压缩空气储能运行原理德国HUNTORF电站美国MCLNTOSH电站存在三大技术瓶颈依赖天然气等化石燃料提供热源需要特殊地理条件建造大型储气室系统效率较低（42%、54%）传统压缩空气储能先进压缩空气储能，将从小众迈向主流先进压缩空气储能系统优点规模大（100MW+）放电时间长（4h+）寿命长（30-50年）储能周期不受限制不依赖化石燃料无地理条件限制可实现冷、热、电三联供效率高达70%储能时：低质、低谷电驱动多级压缩机将空气压缩至高压，通过级间蓄热降温后储存于储气系统释能时：高压空气从储气系统释放，经级前蓄热系统升温后驱动透平发电主要功能：调峰、调频（二次或三次）、调相、旋转备用、黑启动十八年时间实现从千瓦级到百兆瓦级迭代升级2005年｜15kW液态空气储能系统2009年｜2MW液态空气储能系统2010年｜5kW蓄热式压缩空气储能系统2011年｜15kW先进压缩空气储能系统2013年｜1.5MW先进压缩空气储能系统2015年｜国家能源大规模物理储能技术研发中心成立2016年｜10MW级先进压缩空气储能系统2017年｜启动100MW系统研发及产业化工作2018年｜中储国能（北京）技术有限公司注册成立2020年｜100MW系统核心部件进场2021年｜10MW实现并网，100MW年底并网52.1%2013年在河北廊坊建成了国际首个1.5MW超临界压缩空气储能示范系统，系统效率达52.1%，被评价为我国压缩空气储能的一项重要突破，达到国际领先水平60.2%2016年在贵州毕节建成目前国际首台10MW级新型压缩空气储能示范系统，系统效率达60.2%，是全球目前已运行的系统效率最高的压缩空气储能系统2021年100MW膨胀机安装完成，系统效率达70.4%，是全球首个突破百兆瓦级的先进压缩空气储能系统2019年进入工信部《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录》70.4%储能技术百花齐放，各储能技术齐头并进能量型储能抽水蓄能压缩空气储能锂离子电池、铅蓄电池等优势劣势功率型储能飞轮储能大功率储能时间长技术成熟寿命长运行成本低受地理资源条件的限制，移民搬迁、环境破坏问题；能量密度较低，建设周期长（6-10年）；总投资较高，未来开发成本增加大功率储能时间长寿命长零污染容量边际成本递减响应速度较慢能量密度略低功率密度高寿命长环境友好响应速度快充放电时间短成本较高自放电率高无大范围应用的需求体积小、能量密度高效率高、响应速度快环境适应性强成本高存在安全风险自放电高存在回收问题各储能技术对比分析技术对比——压缩空气VS抽水蓄能优点：规模大（单机100-300MW）单位成本低（1000-1200元/kWh）寿命长（30-50年）清洁无污染建设周期短（1-2年）劣势：能量密度较低启动速度慢（6-8min）效率略低（约70

）处于示范阶段，有待进一步推广优点：规模大（单机300-400MW）单位成本低（600-1200元/kWh）寿命长（40-60年）技术成熟，已实现大规模商业运行劣势：受地理条件限制，选址困难生态环境影响，移民搬迁问题能量密度低启动速度慢（3-5min）效率略低（约75

）建设周期较长（6-10年）技术对比——压缩空气VS电化学优点：规模大（单机100-300MW）单位成本低（1000-1200元/kWh）寿命长（30-50年）无爆炸及燃烧风险清洁无污染系统性能不衰减劣势：能量密度较低启动速度慢（6-8min）效率略低（约70

）优点：效率较高（约90

）能量密度高响应速度快（毫秒级-秒级）布置灵活，建设速度快劣势：单位成本较高（1500-2500元/kWh）寿命较短（5-8年）一致性要求高，有燃烧、爆炸风险随使用次数增加，性能衰减低温性能较差先进压缩空气储能度电成本降低到抽水蓄能水平，经济性凸显长时、大规模是压缩空气储能的发展方向，随着功率的提升，效率优化，成本降低，度电成本媲美抽水蓄能产业链情况压储的产业链可分为上游核心设备及资源提供方、中游技术提供及建设方、下游投资运营商。设备/资源供应技术提供与项目建设投资运营接入电网核心设备/资源技术支持工程建设投资运营接入电网系统空气压缩机换热/储热装备透平膨胀机储气库中储国能陕鼓动力沈鼓集团中储国能哈尔滨电气东方电气上海电气中盐/苏盐云南能投……中国能建中国电建……中储国能、华能集团、中国能建、国家能源集团……调峰调频调相储能事故备用中储国能、电力设计院（中南院、江苏院等）压缩空气前景广阔鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场——一部分用来服务新能源发电，并同新能源并视为一个整体，保证新能源消纳利用；另一部分可以视作独立容量，参与电力市场提高价差——要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%增加补贴——山东、河南、甘肃、宁夏、陕西、广东、江苏、新疆等20余个省出台储能运营补贴/补偿政策降低成本

——独立储能电站向电网送电，减免其充电电量的输配电价和政府性基金及附加推行电力现货市场——第一批试点地区包括：包括南方电网辖区（广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃。第二批试点地区：辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北。容量电价机制——“十四五”新型储能发展实施方案中明确建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场×无明确的价格机制×处于示范阶段压缩空气储能项目进展总结（1）先进压缩空气储能技术较为成熟，且具有单机规模大、储能时间长、使用寿命久、调节性能强等优点。与抽水蓄能电站相比，