壓縮空氣儲能發展現狀及未來展望儲能——能源結構調整的技術支撐，多種場景下已成剛需發電側儲能電網側儲能用戶側儲能電力調峰

?輔助動態運行

?系統調頻可再生能源并網電力自發自用

? 容量電費管理峰谷價差套利

? 提升供電可靠性儲能在多種應用場景下的剛性需求緩解電網阻塞

?延緩輸配電擴容升級

?電力市場輔助服務削峰填谷2060年中國實現碳中和要求2045年左右電力系統實現碳中和電力系統是碳排放大戶，減排壓力巨大要求發展風電、光伏發電等零碳排可再生能源發電，實現能源結構多元化及電力供需平衡高度耦合儲能可解決新能源消納陣痛，增強新能源可調節性；同時助力電力網絡從獨立轉向耦合碳中和新能源儲能國家政策密集出臺，推動新型儲能建設加速2020年10月《‘十四五’規劃和二〇三五年遠景目標》加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規模化應用2021年2月2021年6月《新型儲能項目管理規范（暫行）（征求意見稿）》明確新型儲能項目為除抽水蓄能以外的以輸出電力為主要形式的儲能項目2022年3月《“十四五”新型儲能發展實施方案》“十四五”新型儲能技術試點示范百兆瓦級先進壓縮空氣儲能系統應用《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變,裝機規模30GW以上2021年7月《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》鼓勵社會資本等各類投資主體投資各類電源、儲能及增量配電網項目《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》獨立儲能充電不再承擔輸配電價和政府性基金及附加2022年6月雙碳目標下的儲能市場容量截止至2021年12月，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模209.4GW，同比增漲9

，我401306007508007006005004003002001000中國新型儲能裝機規模預測（單位：GW）2021年全球已投運儲能項目累計裝機分布2021年中國已投運儲能項目累計裝機分布國投運儲能項目累計裝機規模46.1GW，占全球市場總規模的22

，同比增長30

。其中抽水蓄能39.8GW，新型儲能5.76GW。數據來源：中關村儲能產業技術聯盟如達到“十四五”期間30GW新型儲能裝機要求，復合年均增長率將大于50

，如參照各地方政府的“十四五”規劃，新型儲能裝機規模將高達43.7GW，復合年均增長率約為662025E 2030E 2050E 2060E根據《中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望》提出，到2050年中國新型儲能裝置裝機量（含V2G）達到600GW，2060年達到750GW。數據來源：全球能源互聯網發展合作組織雙碳目標的必要選擇——長時大規模儲能國家《十四五規劃》關于能源建設的總體規劃發電側、電網側亟需長時、大規模儲能系統，它將有效支撐新型電力市場的形成。資源稟賦——時間及空間的錯配九大清潔能源基地集中三北地區，可再生能源發電占大規模裝機導致電網跨地域調控壓力大，電網穩定性風險增加長時大規模儲能——傳統壓縮空氣儲能運行原理德國HUNTORF電站美國MCLNTOSH電站存在三大技術瓶頸依賴天然氣等化石燃料提供熱源需要特殊地理條件建造大型儲氣室系統效率較低（42%、54%）傳統壓縮空氣儲能先進壓縮空氣儲能，將從小眾邁向主流先進壓縮空氣儲能系統優點規模大（100MW+）放電時間長（4h+）壽命長（30-50年）儲能周期不受限制不依賴化石燃料無地理條件限制可實現冷、熱、電三聯供效率高達70%儲能時：低質、低谷電驅動多級壓縮機將空氣壓縮至高壓，通過級間蓄熱降溫后儲存于儲氣系統釋能時：高壓空氣從儲氣系統釋放，經級前蓄熱系統升溫后驅動透平發電主要功能：調峰、調頻（二次或三次）、調相、旋轉備用、黑啟動十八年時間實現從千瓦級到百兆瓦級迭代升級2005年｜15kW液態空氣儲能系統2009年｜2MW液態空氣儲能系統2010年｜5kW蓄熱式壓縮空氣儲能系統2011年｜15kW先進壓縮空氣儲能系統2013年｜1.5MW先進壓縮空氣儲能系統2015年｜國家能源大規模物理儲能技術研發中心成立2016年｜10MW級先進壓縮空氣儲能系統2017年｜啟動100MW系統研發及產業化工作2018年｜中儲國能（北京）技術有限公司注冊成立2020年｜100MW系統核心部件進場2021年｜10MW實現并網，100MW年底并網52.1%2013年在河北廊坊建成了國際首個1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范系統，系統效率達52.1%，被評價為我國壓縮空氣儲能的一項重要突破，達到國際領先水平60.2%2016年在貴州畢節建成目前國際首臺10MW級新型壓縮空氣儲能示范系統，系統效率達60.2%，是全球目前已運行的系統效率最高的壓縮空氣儲能系統2021年100MW膨脹機安裝完成，系統效率達70.4%，是全球首個突破百兆瓦級的先進壓縮空氣儲能系統2019年進入工信部《首臺（套）重大技術裝備推廣應用指導目錄》70.4%儲能技術百花齊放，各儲能技術齊頭并進能量型儲能抽水蓄能壓縮空氣儲能鋰離子電池、鉛蓄電池等優勢劣勢功率型儲能飛輪儲能大功率儲能時間長技術成熟壽命長運行成本低受地理資源條件的限制，移民搬遷、環境破壞問題；能量密度較低，建設周期長（6-10年）；總投資較高，未來開發成本增加大功率儲能時間長壽命長零污染容量邊際成本遞減響應速度較慢能量密度略低功率密度高壽命長環境友好響應速度快充放電時間短成本較高自放電率高無大范圍應用的需求體積小、能量密度高效率高、響應速度快環境適應性強成本高存在安全風險自放電高存在回收問題各儲能技術對比分析技術對比——壓縮空氣VS抽水蓄能優點：規模大（單機100-300MW）單位成本低（1000-1200元/kWh）壽命長（30-50年）清潔無污染建設周期短（1-2年）劣勢：能量密度較低啟動速度慢（6-8min）效率略低（約70

）處于示范階段，有待進一步推廣優點：規模大（單機300-400MW）單位成本低（600-1200元/kWh）壽命長（40-60年）技術成熟，已實現大規模商業運行劣勢：受地理條件限制，選址困難生態環境影響，移民搬遷問題能量密度低啟動速度慢（3-5min）效率略低（約75

）建設周期較長（6-10年）技術對比——壓縮空氣VS電化學優點：規模大（單機100-300MW）單位成本低（1000-1200元/kWh）壽命長（30-50年）無爆炸及燃燒風險清潔無污染系統性能不衰減劣勢：能量密度較低啟動速度慢（6-8min）效率略低（約70

）優點：效率較高（約90

）能量密度高響應速度快（毫秒級-秒級）布置靈活，建設速度快劣勢：單位成本較高（1500-2500元/kWh）壽命較短（5-8年）一致性要求高，有燃燒、爆炸風險隨使用次數增加，性能衰減低溫性能較差先進壓縮空氣儲能度電成本降低到抽水蓄能水平，經濟性凸顯長時、大規模是壓縮空氣儲能的發展方向，隨著功率的提升，效率優化，成本降低，度電成本媲美抽水蓄能產業鏈情況壓儲的產業鏈可分為上游核心設備及資源提供方、中游技術提供及建設方、下游投資運營商。設備/資源供應技術提供與項目建設投資運營接入電網核心設備/資源技術支持工程建設投資運營接入電網系統空氣壓縮機換熱/儲熱裝備透平膨脹機儲氣庫中儲國能陜鼓動力沈鼓集團中儲國能哈爾濱電氣東方電氣上海電氣中鹽/蘇鹽云南能投……中國能建中國電建……中儲國能、華能集團、中國能建、國家能源集團……調峰調頻調相儲能事故備用中儲國能、電力設計院（中南院、江蘇院等）壓縮空氣前景廣闊鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場——一部分用來服務新能源發電，并同新能源并視為一個整體，保證新能源消納利用；另一部分可以視作獨立容量，參與電力市場提高價差——要求各地結合實際情況在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%增加補貼——山東、河南、甘肅、寧夏、陜西、廣東、江蘇、新疆等20余個省出臺儲能運營補貼/補償政策降低成本

——獨立儲能電站向電網送電，減免其充電電量的輸配電價和政府性基金及附加推行電力現貨市場——第一批試點地區包括：包括南方電網轄區（廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅。第二批試點地區：遼寧、上海、江蘇、安徽、河南、湖北。容量電價機制——“十四五”新型儲能發展實施方案中明確建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場×無明確的價格機制×處于示范階段壓縮空氣儲能項目進展總結（1）先進壓縮空氣儲能技術較為成熟，且具有單機規模大、儲能時間長、使用壽命久、調節性能強等優點。與抽水蓄能電站相比，