压缩空气储能技术经济特点及发展趋势

储能的应用可促进新能源消纳，增强系统灵活性和可靠性，是新型电力系统建设的重要支撑。当前，国家已出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件引导推动储能产业的健康发展。压缩空气储能作为储能的一种重要类型，具备抽水蓄能、电化学储能等其他类型储能不具备的特有优势，有较大发展潜力。相比于抽水蓄能，压缩空气储能建设周期短、站址选择相对容易、生态环境友好性高、移民拆迁问题小；相比于目前较为成熟的锂电池储能，压缩空气储能寿命长、循环次数多、安全性好、清洁无污染、系统性能不衰减，且压缩空气储能有类似于传统火电的调频调压性能及转动惯量和短路电流支撑，有利于未来高比例新能源场景下电力系统的安全稳定运行。

目前，压缩空气储能尚处于科研示范向商业化示范过渡的阶段，总体造价成本较高、盐穴储气项目可选站址少、系统效率较低、无商业模式支撑等问题是制约压缩空气储能产业发展的主要因素。本文在分析总结压缩空气储能技术经济特点的基础上，研判压缩空气储能发展趋势，并对产业发展提出相关建议。

1 压缩空气储能的技术路线和主要环节

1.1　技术路线

压缩空气储能的基本原理是：在储能过程中，电能驱动压缩机，产生高压空气并存储在储气装置中；在释能过程中，储气装置中的空气膨胀推动透平发电机发电。按照空气在压缩和膨胀过程中的热量管理方式、空气的存储状态，目前压缩空气储能主要有补燃式压缩空气储能、绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能、液态压缩空气储能和超临界压缩空气储能等技术路线。

补燃式压缩空气储能在储气室后端设置燃烧器，利用天然气等燃料与压缩空气混合燃烧，提升空气透平膨胀机进气温度。该技术路线成熟度高，但整体效率较低；运行过程中需消耗化石能源，造成一定程度的碳排放。随着能源电力行业绿色低碳转型，不依赖化石燃料的非补燃式压缩空气储能技术成为新的发展方向。

绝热压缩空气储能是目前技术相对成熟且工程应用最多的非补燃压缩空气储能。其工作原理是：储能过程中，在压缩机将空气压至储气室的同时，利用换热器将压缩热存至储热装置，实现电能向压力势能和压缩热能的解耦存储；发电过程中，释放高压空气并利用储存的压缩热加热，形成高温高压空气驱动透平膨胀机发电。相比于传统补燃式压缩空气储能，该技术路线通过采集利用压缩热替代化石燃料补燃，全过程无碳排放。

等温压缩空气储能通过采取特定控温手段，使空气在压缩及膨胀过程中温度保持在一定范围内。其优点是运行参数低、理论效率较高，具有较大的发展潜力；缺点是等温控制技术尚不成熟，仅适用于小容量的储能场景。液态压缩空气储能通过低温液化将压缩后的空气以液体形式存储。其优点是储能密度高、储气容积小、站址选择限制少；缺点是引入了液化环节，系统结构复杂、造价高、效率较低。超临界压缩空气储能利用了空气在超临界状态下的诸多优点，使储能系统兼具高效率和高能量密度的特点。目前等温压缩空气储能、液态压缩空气储能和超临界压缩空气储能尚不成熟，基本还处于试验研发阶段。本文后续研究对象主要为绝热压缩空气储能。

1.2　主要环节

压缩空气储能主要环节包括压缩环节、膨胀发电环节、换热储热环节和储气环节。

相比于传统压缩机，压缩空气储能系统对压缩机的要求是更高的压比和更宽的工况。可用于压缩空气储能的压缩机主要有往复式、离心式和轴流式三大类。往复式压缩机流量较小；离心压缩机单级压比大，适宜中等流量工况；轴流压缩机具有流量大、功率大、单级压比小等特点。工程应用中常考虑不同压缩形式结合且多级串联，目前常用的一种组合是首级采用轴流式，后几级采用离心式。

相比于传统发电机，压缩空气储能系统中的透平膨胀发电机需适应宽工况、高负荷和非稳态的运行方式。可用于压缩空气储能的透平膨胀机主要有往复式、径流式和轴流式三大类。往复式膨胀机流量小、效率低；径流式膨胀机效率较高，流量受到约束；轴流式膨胀机适用于大流量，且效率较高。规模在5 MW以上的压缩空气储能一般选用轴流式膨胀机。

换热环节可采用的换热器主要有管壳式和板式两类，其中管壳式换热器可承受较高的温度和压力，但体积大且换热效率低；板式换热器换热效率高，但无法承受高温高压且密封难度高。目前应用于工程的换热器主要是在管壳式换热器基础上改良的发卡式换热器，具有纯逆流特点，提升换热效率的同时可减小体积。

储气类型包括天然地下洞穴、人工硐室、金属容器、复合材料等。天然地下洞穴成本优势明显，但受限于特殊地质地理条件难以大范围推广。人工硐室削弱了特殊地理条件限制，但成本较高，且循环交变载荷作用下易导致密封失效。金属材料压力容器运行可靠性高、设计制造技术成熟、安装布置灵活，但规模小、造价高。复合材料存储压力高、密封性好、耐腐蚀，但目前价格高、管径较小，尚未应用于压缩空气储能领域。

2 压缩空气储能技术经济特点

2.1　技术性能分析

2.1.1　系统效率

压缩空气储能系统效率与规模和运行工况等因素均相关。从已建成和在建的项目看，兆瓦级压缩空气储能的系统效率可达50%以上，10兆瓦级的系统效率可达60%以上，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%。目前的系统效率水平低于电化学储能和抽水蓄能。对于一定规模的压缩空气储能，其系统效率与运行工况存在耦合关系，当运行点偏离额定工况，系统效率降低。在运行功率下限，压缩机单位功耗进气量减少5%以上，透平发电单位空气质量流量发电量降低20%以上，即系统效率仅为额定工况下系统效率的75%左右。

2.1.2　运行寿命

压缩空气储能放电时长和寿命与抽水蓄能相当，优于电化学储能。压缩空气储能和抽水蓄能的放电时长通常为4～5 h，电站使用寿命一般按30～50年设计，在寿命期内无需进行设备的替换，故不设置循环寿命；目前电化学储能电站设计寿命一般是20年，每10年需要更换一次电池。

2.1.3　涉网性能

在有功无功调节方面，压缩空气储能调节系统与火电类似，技术较为成熟。通过发电机的励磁系统AVR自动电压调节器调节无功电压，通过调整透平整体进气量调节有功出力。在惯量支撑方面，压缩空气储能系统中的透平发电系统自带旋转部件，具备天然的转动惯量支撑能力。相比于电化学储能通过控制系统实现惯量支撑功能，压缩空气储能的惯量支撑稳定性更高，且不存在响应死区问题。

2.1.4　响应速度

响应速度方面，压缩空气储能与抽水蓄能相当，与电化学储能有一定差距。根据已并网压缩空气储能试验结果及相关技术资料，机组响应AGC平均速率在30% P0/min左右，一次调频实际稳定时间小于1 min，约为几十秒数量级。电化学储能要求AGC调节速率不低于100% P0/min，一次调频响应滞后时间不大于1 s、调节时间不大于4 s。启动速度方面，压缩空气储能与常规火电机组或光热汽轮机组相比大大提升，但逊于电化学储能和抽水蓄能。压缩空气储能启动时间约6～8 min，抽水蓄能启动时间约3～5 min，电化学储能则为秒级。

2.2　造价成本分析

2.2.1　系统分析

目前已投运的10 MW/60 MWh级压缩空气储能单位造价超过10000元/kW、1700元/kWh；60 MW/300 MWh级压缩空气储能单位造价超过8000元/kW、1600元/kWh。目前规划的压缩空气储能项目正在往大容量、高参数、规模化方向发展。随着规模的提升，压缩空气储能造价水平将逐步下降。根据相关可研数据，300 MW级的盐穴压缩空气储能电站单位造价可低于6000元/kW。

2.2.2　关键环节分析

当前系统造价中占比较高的部分主要是压缩系统、膨胀发电系统、换热储热系统三大环节设备造价及储气系统造价。对于采用盐穴储气的工程，压缩系统、膨胀发电系统、换热储热系统三大环节设备造价占比约45%，储气系统造价占比6%～9%，投资的其他部分主要用于常规电气系统设备费、建筑费、安装费、其他费用等。若采用人工硐室和管线钢储气，储气系统造价占比可达30%以上。

储气方式对系统造价影响大。综合分析国内已完成可研设计或正在开展可研设计的项目资料，考虑3种主要储气方式的平均造价水平：盐穴储气造价较低，约100元/kWh，条件较好的盐穴造价可进一步降低；人工硐室造价约500元/kWh；管线钢储气造价约1500元/kWh。对于放电时长5 h的压缩空气储能项目，人工硐室相比于盐穴储气增加造价2000元/kW，管线钢储气相比于盐穴储气增加造价7000元/kW。同一储气方式下具体工艺和施工方案对造价也有一定影响。以人工硐室为例，不同的地质条件、开挖方案、支护方案、密封方案均会造成工程量费用差异。综合目前在建和正在开展前期工作的项目来看，硐室单位造价大约在2000～3500元/m3。

考虑用穴用地成本后，人工硐室与盐穴储气投资差价缩小，管线钢储气与另外两种储气方式投资差价增大。根据目前已有工程数据，2×300 MW×5 h压缩空气盐穴租金每年800万元，按照30年，年利率4.5%，折算现值为13600万元，即45元/kWh。盐穴储气库不仅可用于压缩空气储能，也广泛应用于石油天然气的存储，因此在盐穴资源紧缺情况下，租赁成本可能进一步增加。管线钢相比于盐穴和人工硐室增加的用地成本主要为征地费用。5 MW×2 h压缩空气储能管线钢占地约4500 m2(约7亩)，不同地区征地价格不同，一般在10万～20万元/亩，按照15万元/亩计算，管线钢增加的用电成本约105元/kWh。

3 压缩空气储能技术经济发展趋势研判

3.1　技术发展趋势分析

从整体系统看，压缩空气储能技术将向大规模、高效率、系统化方向发展。目前正在规划的压缩空气储能规模不断增大，设计效率不断提升，已经由10 MW级别逐步增大至100 MW级别，设计效率由50%提升至70%甚至更高。规模化发展一方面有利于电力系统应用，另一方面可降低成本造价并推动产业发展。在应用层面，压缩空气储能的调节性能将不断提升，网储协调控制策略进一步优化，更大程度发挥系统支撑作用。

从构成环节看，各环节都在往低损耗、高效率、降成本方向发展。压缩环节和膨胀发电环节技术发展主要聚焦于通过适应宽工况、高负荷、非稳态运行的设计，提升系统效率。换热储热环节的技术发展趋势是通过优化流量、压力或引入光热等外界热源提升换热储热系统整体效率。储气环节的发展一方面将加大盐穴资源的利用，另一方面将逐步减少对特殊地理条件的需求，提升人工硐室、金属容器和复合材料容器的技术经济性能。

3.2　造价变化趋势分析

3.2.1　造价下降空间分析

压缩系统、膨胀发电系统、换热储热系统三大环节设备造价具备降本潜力，但空间有限。目前应用于压缩空气储能的压缩设备、透平膨胀设备、储热换热设备主要由传统主机厂商通过对已有设备的改造适应压缩空气储能系统的要求。相比于传统设备，压缩空气储能对于设备运行工况要求更宽，温度更高、压差更大。三大环节装备制造(特别是压缩和透平膨胀环节)尚未进入规模化量产阶段，因此具备一定降本空间。但目前来看大型机械制造行业门槛较高，社会资本活跃度较低，难以形成如风电、光伏、锂电池储能等产业同等程度的规模化降本效应。对于300 MW级以上的压缩空气储能三大环节设备造价降至2000元/kW以下可能性较大，有望降至1500元/kW。

人工硐室造价主要为建安工程费，管线钢成本主要在钢材和焊材，造价下降空间有限。人工硐室的工程量主要包括硐室开挖、硐室初支衬砌、二衬衬砌、密封塞混凝土衬砌及密封工程等，造价下降依赖于未来硐室建造技术有进一步突破。管线钢储气环节造价60%～70%在于管材(目前主要采用X70或X80钢材)、10%～20%在于焊材和焊接工艺、其他部分主要包括施工和防腐等，造价下降主要依赖于未来材料技术的进步。综合预计，未来盐穴储气方式考虑租赁后成本造价略有上升，约150元/kWh；人工硐室约降至400元/kWh；管线钢约降至1300元/kWh。对于放电时长为5 h的系统，盐穴储气造价约750元/kW；人工硐室约降至2000元/kW；管线钢约降至6500元/kW。

3.2.2　造价变化预测

基于盐穴储气的压缩空气储能未来造价有望下降至4000～5000元/kW。其中，盐穴储气部分约750元/kW(盐穴处理100元/kWh，租赁费折算50元/kWh，储能时长按照5 h测算)，三大环节设备费约1500元/kW，其他部分造价与目前水平相当，约2000元/kW。

基于人工硐室的压缩空气储能未来造价有望下降至5000～6000元/kW。其中，人工硐室约2000元/kW(估计人工硐室造价可由目前的500元/kWh下降至400元/kWh，储能时长按照5 h测算)，三大环节设备费约1500元/kW，其他部分造价与目前水平相当，约2000元/kW。

基于管线钢的压缩空气储能未来造价有望下降至10000元/kW。其中，管线钢造价约6500元/kW(估计管线钢造价可由目前的1500元/kWh下降至1200元/kWh，管线钢占地征地约100元/kWh，储能时长按照5 h测算)，三大环节设备费约1500元/kW，其他部分造价与目前水平相当，约2000元/kW。

压缩空气储能的充放电时长、功能定位等与目前已商业化推广应用的抽水蓄能相似，以抽水蓄能电站为参照，对标压缩空气储能造价水平：近年投运或在建的抽水蓄能电站规模大多超过1000 MW，造价在6000元/kW左右；特别是近1～2年开工的项目造价普遍在7000元/kW左右。根据相关可研数据，与300 MW级压缩空气储能同等规模的中小型抽水蓄能电站造价在8000～10000元/kW。综合对比，随着技术和产业的逐步成熟，压缩空气储能造价相比于抽水蓄能的造价优势将逐步显现。采用盐穴储气的压缩空气储能造价优势明显；采用人工硐室储气的压缩空气储能单位造价将与现有大中型抽水蓄能电站单位造价相当，且大幅低于同等规模的中小型抽水蓄能电站；采用管线钢储气的压缩空气储能造价有望与中小型抽水蓄能电站相当。

4 压缩空气储能产业发展建议

4.1　商业模式分析

在当前市场环境下压缩空气储能难以获得合理投资回报。对于一个100 MW/500 MWh的压缩空气储能项目，按照当前8000元/kW的造价水平、65%的效率水平，考虑每日一充一放的运行方式，年工作天数300 d，使用年限30年，谷电充电损耗电价0.3元/kWh，年运行维护费用率4%，折现率4.5%，可估算压缩空气储能度电成本约0.7元/kWh，高于当前电化学储能度电成本水平。根据对电化学储能投资回报的研究，电化学储能在当前市场环境下难以获得合理投资回报。压缩空气储能相比于目前的电化学储能系统，放电时长更长，因此对于峰谷电价差(或其他形式的补偿)的要求更高，可见在当前市场环境下压缩空气储能获得合理投资回报难度更大。

4.2　政策支持分析

在产业发展初期，市场预期不稳定导致产业链各环节难以投入资金建立固定的生产线，进而影响规模化降本进程，因此压缩空气储能现阶段的发展需要政策支持。建议按照由点及面、示范先行的思路出台支持政策，逐步扶持压缩空气储能产业发展。近期可考虑遴选一批示范项目，并给予类似于抽水蓄能的两部制电价政策，引导市场逐步建立稳定的需求预期。中长期造价下降至与抽水蓄能相当水平后可考虑大规模推广应用，由于压缩空气储能的系统功能定位与抽水蓄能相似，可考虑出台类似于抽水蓄能的长期稳定的两部制电价政策。

参照目前抽水蓄能两部制电价政策，压缩空气储能经营期按照30年核定，资本金内部收益率按6.5%核定，在单位千瓦造价8000元、资本金20%、还贷期25年、贷款利率4.5%、年运行维护费用率4%的条件下，计算得到容量电价(含增值税)约为1000元/(kW·年)。当单位千瓦造价下降至6000元，容量电价为750元/(kW·年)，与目前抽蓄项目容量电价相当。

按照当前抽蓄两部制电价政策，压缩空气储能电量电价水平取决于系统效率。当前抽蓄两部制电价政策中电量电价设计原则是最大化利用电力市场弥补抽蓄运行中的电量损耗费用。对于已有现货市场的地区，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。在尚未建立现货市场的地区，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，由电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑。对于储能市场5 h，效率达到70%的压缩空气储能电站，在有现货市场的地区，全天市场峰谷价差需大于10∶7，且持续5 h以上，要求稍高于抽水蓄能；在无现货市场的地区，压缩空气用电电价按燃煤发电基准价的70%执行，对社会成本的增加稍高于抽水蓄能。

“十四五”末，若将500万千瓦压缩空气储能纳入两部制电价政策范围，将提高全社会用电成本约千分之一。按照造价水平约6000元/kW、效率70%进行测算，全部纳入两部制电价需社会承担容量电费约34亿元、电量电费约10亿元，总计增加社会用电成本44亿元，预计“十四五”末全社会用电量达9.5万亿千瓦时，则度电增加0.00046元，将提高全社会用电成本约千分之一。

5 结论

压缩空气储能是我国最具发展基础和发展潜力的一种新型储能。在技术层面，压缩空气储能具有运行寿命长、涉网性能良好、安全风险小等优势，未来将向大规模、高效率、系统化方向发展。在经济层面，压缩空气储能目前造价水平较高，随着产业成熟和技术进步，未来基于盐穴和人工硐室储气的压缩空气储能造价有望低于现有大中型抽水蓄能造价水平，基于管线钢的压缩空气储能造价有望与同等规模的中小型抽水蓄能造价水平相当。当前压缩空气储能在技术和产业配套方面尚未成熟，难以在市场环境下获得合理投资回报，需要政策支撑以稳定发展预期，进而引导相关产业链持续健康发展。按照目前抽水蓄能两部制电价政策，当压缩空气储能造价下降至约6000元/kW，容量电价水平即与目前的抽水蓄能相当。