盐穴压缩空气储能整理

袁健 执业编号S0880618060016

2021年7月，国家发改委、国家能源局首次提出加快推动新型储能发展的意见，提出到2025年，新型储能技术装机规模达3000万千瓦以上；

国家能源局科技装备司副司长刘亚芳12月16日，在第六届中国储能西部论坛上表示，预计今年年底，我国新型储能装机规模将超过400万千瓦（预计有较高的年复合增速）；

储能的本质驱动来自于新型电力系统所需灵活性资源及用户侧的低成本高质量用电需求，具体可分为发电侧、电网侧和用户侧共七种场景；

发电侧配合风电光伏解决其波动性和不可预测性；

电网侧提供灵活性资源及尖峰负荷补充；

用户侧储能可减少外购电量+峰谷价差套利；

按照能量储存方式，储能可分为机械储能（抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能）、电磁储能（超导、超级电容和高能密度电容）、电化学储能（如锂电池、钠电池、氢能源电池等）、变相储能（冰蓄冷储能、熔盐储热）等；

1、抽水蓄能；是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来的形式，综合效率在70%到85%之间，应用在电力系统的调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用；

2、熔融盐储热；主要应用在光热电站上（上期有讲）；白天通过塔式熔盐集热，类似“太阳灶”效果，在夜间熔盐释放热能转化为电能，主要起到调峰的作用；

3、压缩空气储能；压缩空气储能主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电；向抽水蓄能看齐，这是发展趋势；

相比较大容量储能，技术成熟、装机容量已有规模效应的抽水储能电站，压缩空气储能还处在规模化程度的前期；

中关村储能产业技术联盟理事长，陈海生，接受央视采访时说，压缩空气储能比较适合于大规模，可以做到百兆瓦以上、长储能时间即4小时以上、成本低，以及寿命非常长几个优点，能够在长周期、大容量的储能市场中具有相对的比较优势；

中储国能（北京）技术有限公司总经理，纪律，接受央视采访时说，压缩空气储能目前每千瓦的造价大概是5000到6000元，跟抽水蓄能差不太多；

近期还能看到，几座盐穴压缩空气储能电站相继在国内多地亮相，这些电站采用的压缩空气储能技术是几种主要的新型储能技术之一，它是通过把高压空气存储于地下的天然盐穴当中，来实现对电力的存取利用；

中国盐业有限公司党委书记/董事长，李耀强采访时说；真正盐穴形成的空腔已经有几亿立方米了，而且每年随着井矿盐的生产，这些盐穴还在增加，所以大量的盐穴在闲置。从现有的盐穴资源和技术能力看，估计十四五期间，大概能实现1000万千瓦的装机容量的盐穴储能能力，占到国家提出目标的三分之一；

目前，压缩空气储能电站的定价机制还在探索阶段；对比抽水储能的定价机制，空压储能如果能实现与抽水蓄能一样采取两部制电价，将保证其经济性；2021年5月，国家发改委曾对抽水蓄能电站定价机制发布《意见》，明确抽水蓄能电站执行两部制电价；一是通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，体现提供调峰服务的价值；二是通过容量电价回收其他成本，体现其辅助服务的价值；

压缩空气储能的发展还需要经过示范项目的探索，在验证技术提升性能的同时，逐步建立合适的商业模式；在发电端，与清洁能源结合，促进大规模并网消纳；在电网端，服务电力系统安全性，发挥削峰填谷的作用；

我国对于大容量工商业用电实行两部制电价，即电费成本分为容量电费和电量电费两部分；通过配置储能，一方面通过储能在低谷电价时充电，高峰电价时放电可减少电量电费，另一方面由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以减少容量电费成本。

综上，空气压缩储能/盐穴压缩空气储能的定价机制，是有机会向抽水储能看齐的；在发电端，与清洁能源结合，促进大规模并网消纳；在电网侧，服务电力系统安全性，发挥削峰填谷的作用。

免责声明：在任何情况下，本文中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资者收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此作出的任何投资者决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。