压缩空气储能行业报告：长时性储能较优选择（16页）

压缩空气储能投资成本随装机容量提升而下降。2014 年，国内首个投运的压 缩空气示范项目芜湖 500kW 电站，单位投资成本约 6 万元/kW；2021 年投运的 肥城一期 10MW 电站，单位投资成本已降至 1 万元/kW。根据《压缩空气储能技 术与发展》报告中统计，针对部分可研阶段和规划阶段的压缩空气储能项目，预 计未来投资成本可降至 0.5~0.6 万元/kW，与大型抽水蓄能电站相当。 2025 年压缩空气储能度电成本有望降至 0.321~0.748 元/kWh。根据《压 缩空气储能技术与发展》的测算，在削峰填谷和电源侧可再生能源消纳（利用弃 风弃光，不考虑充电成本）两种场景下，现阶段压缩空气储能度电成本分别为 0.904 和 0.441 元/kWh，低于磷酸铁锂电池储能，与中小型抽水蓄能接近，到 2025 年 有望分别降至 0.748 和 0.321 元/kWh。压缩空气储能正从示范应用向产业化初期迈进。我国 2022 年已经立项规划规 模最大的 1GW 压缩空气项目，为葛洲坝能源重工参与的江西九江瑞昌市调频调峰 电站项目。目前国内陆续进行了压缩空气、超临界压缩空气、液态压缩空气储能 项目的研发与建设（见表 4），总体研发能力已处于国际领先水平，虽比欧美起步 晚，但发展速度较快。

根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的 《2022 储能产业应用报告》统计分析，2021 年全球新增压缩空气储能项目装机 功率共 191MW，占全球储能比例 1.4%；而中国新增高达 190MW，占中国储能 比例 2.6%。现有压缩空气储能项目供应商先行，传统龙头积极入局。江苏金坛 60 MW 压 缩空气储能项目的压缩机供应商为沈鼓集团，换热器供应商为哈电汽轮机公司； 张北 100MW 压缩空气储能电站采用中科院研发的气-水换热器。除了已经实现供 应的企业，不少相近业务的企业也纷纷布局，例如，杭氧股份作为国内空分装置 龙头，具备空气压缩机、膨胀机自产能力，年初在投资者互动中披露公司已进行 压缩空气储能相关技术研究。现有压缩空气储能项目主要采用地下储气库。压缩空气储能储气库包括高压 气罐、低温储罐、废旧矿洞改造、新建洞穴、盐穴等多种形式。其中，地上储气 库（高压气罐和低温储罐）目前多处于试验阶段，成本相对较高，现阶段在建、 已投产项目多采用地下储气库（废旧矿洞改造、新建洞穴、盐穴）。盐业企业积极布局盐穴储能。我国地下盐岩分布范围广，埋深由数十米至 1000m 不等。与国外相比较，我国盐岩具有矿层层数多、单层厚度薄的特点，并 且盐岩中多存在钙芒硝、硬石膏和泥岩夹层等，需满足相关地质条件才适合建设 盐穴地下储库。我国盐业上市公司中，鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等均在盐 穴储能领域有所布局。