伴随新型电力系统下新能源出力占比不断提升，电网压力持续增加，辅助调节资源的价值日益凸显，在此背景下，压缩空气储能作为大规模、长时储能模式迎来发展机遇。本文将对压缩空气储能产业链情况及未来发展前景进行讨论与分析。

1. 辅助调节资源价值日益凸显，新型储能技术多样化发展

双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升。双碳目标下，能源结构绿色转型加速，新能源装机规模持续扩张。据国家能源局数据，2021 年我国可再生能源新增装机 1.34 亿千瓦，占全国新增发电装机的 76.1%；截至 2021 年底，我国可再生能源发电累计装机达到 10.63 亿千瓦，占总发电装机容量的 44.8%。

新能源出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应降低，而新能源出力稳定性与常规能源相比仍存在明显差距，因此容易导致高峰时段电力供应能力不足。

辅助调节资源重要性日益凸显，储能产业迎来发展机遇，装机容量有望快速扩张。在此背景下，储能系统已成为新型电力系统下不可或缺的重要一环，而截至 2022H1，全国各类储能系统装机规模为 46.1GW，其中除抽水蓄能外的新型储能规模仅为 5.7GW，不足风光装机规模的 1%，电力辅助调节资源重要性与稀缺性日益凸显，储能产业迎来发展机遇。2021年 7 月，国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确2025 年 30GW 的发展目标，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到 2030年实现新型储能全面市场化发展。根据中关村储能产业技术联盟初步测算，2025 年新型储能装机总规模预计达到 47GW。

新型储能技术呈多样化趋势，物理型储能发展前景可观。新型储能是除抽水蓄能外的其他以输出电力为主要形式的储能，主要类型包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等。2022 年 2 月 23 日，国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，《方案》提出，一方面，要积极开展新型储能关键技术研发，探索不同技术路径和发展模式，促进多种形式储能发展；另一方面，应加强新型储能安全风险防范，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。政策引导下，物理形式的新型储能技术发展前景可观。

2. 效率提升+成本下行，压缩空气储能产业化提速

压缩空气储能系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、空间转移和利用的物理储能技术。压缩空气储能系统主要分为储能和释能两个工作过程：储能时，电动机驱动压缩机将环境空气压缩至高压状态并存入储气装置，电能在该过程中转化为压缩空气的内能和压力势能；释能时，储气装置中存储的压缩空气进入空气透平膨胀机中膨胀做功发电，压缩空气中蕴含的内能和压力势能在该过程中重新转化为电能。

传统压缩空气储能系统依赖于化石燃料及大型储气室，且系统效率较低，其发展和应用受到限制。早期压缩空气储能为补燃式系统，均依赖于燃烧室和洞穴储气室，由于需要化石燃料支持，系统在产生碳排放的同时，其系统效率也受到一定限制，以美国 Mcintosh 电站为例，其系统能量效率约 54%，与抽水蓄能、电化学储能等储能技术存在一定差距，其发展和应用受到限制。

新型压缩空气储能技术迅速发展，系统摆脱对化石燃料的依赖，系统效率提升。国内外学者在传统压缩空气储能的基础上，通过采用优化热力循环、改变工质或其状态、与其他技术(包括储能技术)互补等方法，开拓出了多种新型的压缩空气储能技术，使其得到迅速发展，目前主要的压缩空气储能技术包括蓄热式压缩空气储能系统、等温压缩空气储能系统、水下压缩空气储能系统、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统等。其中蓄热式压缩空气储能系统效率较高，具备较为成熟的技术，加之我国有大量的盐洞、废弃矿洞，该系统技术发展前景较为广阔。

国内压缩空气储能装机规模快速扩张，产业化进程提速。从存量来看，目前国内已建成压缩空气储能项目数量为 7 个，总装机容量约 182.5MW，多为小规模示范项目；从增量来看，目前国内华能集团、华电集团、大唐集团、福能股份等多家企业均开始布局压缩空气储能项目，处于建设或规划状态的项目容量约 6.2GW，相比于存量机组规模增量显著，且项目装机规模均达到 100MW 以上，备电时长达 4-8 小时。可以看出，压缩空气储能产业化发展已经开始提速。

伴随压缩空气储能项目规模不断扩张，其系统效率与投资成本持续向好：

➢ 系统效率方面，2013 年投运的河北廊坊 1.5MW 超临界压缩空气储能示范项目系统效率仅为 52.1%，而 2021 年投运的张家口 100MW 压缩空气储能示范项目系统效率已达到 70.4%，相比提高 18.3pct；

➢ 投资成本方面，2021 年投运的山东肥城 10MW 压缩空气储能调峰电站一期项目单位建设成本达 10000 元/KW，而目前正处于建设状态的二期项目单位建设成本已降至5000 元/KW，接近抽水蓄能的建设成本，降幅达 50%。效率提升+成本下行推动压缩空气储能产业加速发展。据观研报告网预测，2022-2025 年我国新增储能装机中压缩空气储能渗透率或将达 10%，则新增装机 6.59GW，预计 2025 年累计装机容量达到 6.76GW；2026-2030 年新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到 23%，则新增装机量 36.39GW，预计 2030 年累计装机容量达到 43.15GW。

3. 产业链上游市场增量可观，核心设备厂商有望深刻受益

产业链方面，压缩空气储能产业上游包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等核心设备，以及储气盐穴资源等；中游为压缩空气储能行业；在下游市场，压缩空气储能电站接入电网系统，服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门，起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。

从投资占比来看，压缩空气储能项目建设大致可分为核心设备、其他设备、电气控制系统、土建及施工等，其中核心设备主要为空气压缩机与透平膨胀机。根据美国电力研究院研究，其核心设备支出占比达到总建设成本的 45.7%，其中空气压缩机支出占比为 30.1%，透平膨胀机占比达到 15.6%。

压缩空气储能产业上游核心设备市场空间广阔。假设上游核心设备占比保持 45.7%，平均单位建设成本为 6000 元/KW，按照压缩空气储能规模增长预期，经我们测算，在中性情况下，到2025年空气压缩储能产业上游核心设备累计市场空间有望达到185亿元，2022-2025年年均增长达 61.8 亿元；到 2030 年，其累计市场空间有望达到 854 亿元，2025-2030 年年均增长达 133.8 亿元，市场规模增量空间广阔。

国内多家空分设备厂商入局，未来业绩有望深刻收益。在压缩空气储能项目的快速扩张下，国内多家空分设备厂商纷纷开始着手布局，其中，陕鼓动力已与中能建数字科技集团签署战略合作协议，共同布局压缩空气储能项目；东方电气、上海电气、哈尔滨电气、沈鼓集团等作为供应商为江苏金坛 60MW 项目提供设备支持；金通灵与中储国能合作，为贵州毕节和山东肥城项目提供设备供应；杭氧股份为同里综合能源服务中心内 500kW 液态空气储能示范项目提供核心设备供应等。