中國科學院工程熱物理研究所：壓縮空氣儲能發展現狀及未來展望報告（18頁）.pdf

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1、壓縮空氣儲能發展現狀及未來展望壓縮空氣儲能發展現狀及未來展望雙雙碳碳構建以新能源為主的新型電力系統構建以新能源為主的新型電力系統“雙碳”背景下電源側改革勢不可擋，可再生能源占比持續上升，風電與光伏發電將成為主要電力品種新能源占比上升推高消納成本。風電光伏等非可控裝機增加了電力系統的波動性和不穩定性，盡管場站成本逐年降低，但提高了系統匹配成本和平衡成本，當前的技術條件難以接受大規模新能源接入電力系統66.4%48.8%26.0%5.7%5.1%11.0%20.6%30.5%2.5%9.2%20.0%30.1%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%

2、90.0%100.0%2018202520352050煤電氣電核電水電風電光伏生物質及其他中國能源結構占比中國能源結構占比預測預測消納成本消納成本=匹配成本匹配成本+平衡成本平衡成本+電網成本電網成本儲能儲能能源結構調整的技術支撐，多種場景下已成剛需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發電側儲能電力調峰電力調峰輔助動態運行輔助動態運行電網側儲能電網側儲能用戶側儲能用戶側儲能系統調頻系統調頻可再生能源并網可再生能源并網緩解電網阻塞緩解電網阻塞延緩輸配電擴容升級延緩輸配電擴容升級電力自發自用電力自發自用峰谷價差套利峰谷價差套利容量電費管理容量電費管理提升供電可靠性提升供電可靠性儲能

3、在多種應用場景下的剛性需求儲能在多種應用場景下的剛性需求電力市場輔助服務電力市場輔助服務削峰填谷削峰填谷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碳中和新能源新能源儲能儲能國家政策密集出臺，推動新型儲能建設加速國家政策密集出臺，推動新型儲能建設加速20202020年年1010月月十四五規劃和二三五年遠景目標加快抽水蓄能電站建設加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規?；托滦蛢δ芗?/p>

4、術規?；瘧脩?0212021年年6 6月月鼓勵社會資本等各類投資主體投資各類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電源、儲能及增量配電網項目20212021年年2 2月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的以輸出電力為主要形式的儲能項目“十四五”新型儲能發展實施方案20222022年年3 3月月“十四五十四五”新型儲能技術試點示范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百兆瓦級先進壓縮空氣儲能系統應用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20

5、222022年年6 6月月20212021年年7 7月月關于加快推動新型儲能發展的指導意見到到20252025年，實現新型儲能從商業化初年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變期向規?；l展轉變,裝機規模裝機規模30GW30GW以上以上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獨立儲能充電不再承擔輸配電價和政獨立儲能充電不再承擔輸配電價和政府性基金及府性基金及附加附加雙碳目標下雙碳目標下的儲能市場容量的儲能市場容量l 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3

6、0%。其中抽水蓄能39.8GW，新型儲能5.76GW5.76GW。4013060075001002003004005006007008002025E2030E2050E2060E中國新型儲能裝機規模預測（單位：中國新型儲能裝機規模預測（單位：GWGW）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600GW600GW，2060年達到750GW750GW。數據來源：中關村儲能產業技術聯盟2022021 1年年全球全球已投運儲能項目累計裝機分布已投運儲能項目累計裝機分布20212021年年中國中國已投運儲能項目累計裝機分布已投運儲能項

7、目累計裝機分布如達到“十四五”期間30GW30GW新型儲能裝機要求，復合年均增長率將大于50%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43.7GW43.7GW，復合年均增長率約為66%66%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雙碳目標的必要選擇長時大規模儲能長時大規模儲能九大清潔能源基地集中三北地區，九大清潔能源基地集中三北地區，可再生能源發電可再生能源發電占大規模裝機占大規模裝機導致電網跨地域調控導致電網跨地域調控壓力大壓力大，電網穩，電網穩定性風險增加定性風險增加國家十四五規劃關于能源建設的總體規劃國家十四五規劃關于能源建設的總體規劃發電側、電網側

8、亟需發電側、電網側亟需長時、大規模長時、大規模儲能系統，它將有效支撐新型電力儲能系統，它將有效支撐新型電力市場的形成。市場的形成。資源稟賦資源稟賦時間及空間的錯配時間及空間的錯配長時大規模儲能長時大規模儲能傳統壓縮空氣儲能傳統壓縮空氣儲能運行原理運行原理德國德國HUNTORF電站電站美國美國MCLNTOSH電站電站存在三大技術瓶頸存在三大技術瓶頸依賴天然氣等化石燃料依賴天然氣等化石燃料提供熱源提供熱源需要需要特殊地理條件特殊地理條件建建造大型儲氣室造大型儲氣室系統系統效率較低效率較低（42%、54%）傳統傳統壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能先進壓縮空氣先進壓縮空氣儲能，將從小眾邁向主流儲能，將從小眾邁

9、向主流 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%先進壓縮空氣先進壓縮空氣儲能系統優點儲能系統優點儲能時儲能時：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十八年時間實現從千瓦級到百兆瓦級迭代升級2005年年15kW液態空氣儲能系統2009年年2MW液態空氣儲能系統2010年年5k

10、W蓄熱式壓縮空氣儲能系統2011年年15kW先進壓縮空氣儲能系統2013年年1.5MW先進壓縮空氣儲能系統2015年年國家能源大規模物理儲能技術研發中心成立2016年年10MW級先進壓縮空氣儲能系統2017年年啟動100MW系統研發及產業化工作2018年年中儲國能（北京）技術有限公司注冊成立2020年年100MW系統核心部件進場2021年年10MW實現并網，100MW年底并網52.1%n2013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我國壓縮空氣儲能的一項重要突破，達到國能的一項重要突破，達到國際領先水平際領先水平60.2%n

11、2016年在貴州畢節建成目前國目前國際首臺際首臺10MW級新型壓縮空氣級新型壓縮空氣儲能示范系統儲能示范系統，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n2021年100MW膨脹機安裝完成，系統效率達70.4%，是全全球首個突破百兆瓦級的先進球首個突破百兆瓦級的先進壓縮空氣儲能系統壓縮空氣儲能系統n2019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儲能技術百花齊放，各儲能技術齊頭并進能量型儲能能量型儲能抽水蓄能抽水蓄能壓縮空氣壓縮空氣儲能儲能鋰離子電池、鋰離子電池、鉛蓄電池等鉛蓄電池等優勢劣勢功率型儲能功率型儲能

12、飛輪儲能飛輪儲能 大功率大功率 儲能時間長儲能時間長 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 大功率大功率 儲能時間長儲能時間長 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各儲能技術對比分析技術對比技術對比壓縮空氣壓縮空氣VSVS抽水蓄能抽水蓄能優點：規模大（

13、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）技術對比技術對比壓縮空氣壓縮空氣VSVS電化學電化學優點：規模大（單機100-300MW）單位成本低（1000-1200

14、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長時、大規模是壓縮空氣儲能的發展方向，隨著

15、功率的提升，效率優化，成本降低，度電成本媲美抽水蓄能降低產業鏈情況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）壓縮空氣前景廣闊壓縮空氣前景廣闊鼓勵配建新型

16、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

17、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無明確的價格機制價格機制 處于示范階段處于示范階段壓縮空氣儲能項目進展壓縮空氣儲能項目進展總結總結（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，其不受地理條件限制，建設周期短，單位成本相當，環保無污染，功能性類同等優勢，意味著壓縮空氣儲能在未來極有可能成為替代抽水蓄能的儲能技術。（2）壓縮空氣儲能技術正由商業化初期轉向規?；l展，全國各地多點開花，目前已經實現最大單機規模100MW系統并網，但技術仍有提升空間。（3）隨著壓縮空氣儲能行業的發展，產業鏈的完備，技術研發及迭代，成本有望逐步下降，經濟優勢進一步凸顯。（4）市場化+政策紅利加持，壓縮空氣儲能擁有廣闊的市場空間。感謝聆聽！