“超级空气充电宝”，中国领跑世界

作者 | 杨锐

编辑 | 杨锐

排版校对 | 甘惠淇

7月底，西安陕鼓动力股份有限公司发布公告称，选举任矿为公司第九届董事会董事长。此前的7月3日，陕鼓集团召开干部宣布会，任矿被任命为集团党委书记、董事长。

至此，陕鼓集团引来了一位“80后”掌舵人。

而凭借分布式能源全产业链运营，这家成立已逾57年的老牌国企的盈利质量正处于历史高位。

据4月17日发布2024年报，2024年该公司实现营业总收入102.8亿，同比增长1.3%，实现归母净利润10.4亿元，同比增长2.1%。 其中，2024年第四季度公司实现营业总收入29.9亿元，同比增长4.0%，环比增长30.7%，归母净利润3.8亿元，同比增长27.6%，环比增幅高达80.7%。

作为能源领域的观察者，我们关注的是，让这家老牌国企“翻红”的“利器”——压缩空气储能。

实际上，中国在空气储能这一赛道上，正以令全球瞩目的“加速度”一路疾驰。从年初湖北应城300兆瓦示范工程刷新世界纪录，到日前兰石重装斩获肥城项目9996万元大单，数月内，多项重磅成果接连涌现。

实践证明，空气储能正从实验室走向能源革命的主战场。

所谓压缩空气储能是一种大容量长时间的物理储能方法。

储能在本质上类似充电宝，而压缩空气储能则可以类比为一种“空气充电宝”，只不过它充电不靠锂电池，是被压缩的高密度空气。它的外形也不是普通充电宝那样的“小砖块”，而是地面储气罐，甚至废弃的矿洞和地下岩穴。

其原理也和“充电宝”类似：用电低谷时，以过剩电能将空气压缩“充入”上述储气室；用电高峰期，就“放气”出来，转换成电能。

通俗地说，就像吹一个巨型气球，储能过程，就是吹气球；释放能量过程，就是打开气嘴，吹动“风车”旋转，驱动发电机发电。

压缩空气储能有很多优点，首先是规模够大，可用于100兆瓦以上的大型电站建设。其次是寿命长，“储电”时间可以达到4-10小时，超过锂电池，系统寿命更是可以达到40年以上。毕竟储能物质是空气，而空气不存在磨损、变质之类的问题。而从环保角度来看，其全生命周期实现零污染物排放，彻底解决了电池储能面临的重金属污染难题。

所以，压缩空气储能只需要维护好压缩、释放空气等机械设备。这便导致了其成本低廉，储存一度电的成本，未来能降到锂电池的四分之一。

最理想不过的是，它对地理条件要求不挑剔，地面可以用储气罐，还可以用地下岩石洞穴、废弃矿井等储气。2024年4月，陕鼓参建的世界首台（套）300兆瓦级压气储能电站——湖北应城300兆瓦级压气储能电站示范工程首次并网成功，该工程就是以地下盐洞为容器。而据中国储能网的信息，我国符合使用条件的盐穴资源约有2000多个，闲置率很高。

为以上优点，压缩空气储能与抽水蓄能，均被视为长时储能的主要方式。据《2025中国新型储能行业发展白皮书》预测，到2030年空气储能装机占比将突破30%，成为支撑碳达峰、碳中和“3060”目标的主力技术。

不过，压缩空气储能此前面临较大的普及难题。

早在74年前，就有德国工程师提出了这项技术。随后，1978年和1991年，德国和美国先后建设了两座基于压缩空气储能技术的电站。

但这两个电站都有严重缺陷：一是系统效率太低，只有54%，德国电站更低，只有42%，等于存放一度电，就有超过一度电的损耗，是个吃电不眨眼的“黑洞”；二是转回电能的时候，还要燃烧天然气为空气加热，与节能减排的追求背道而驰。

相形之下，因为我国天然气比较贵，所以从2004年开始发展这项技术时，就绕开了“燃烧天然气”的路径，发展出一条不用烧气的绿色空气压缩储能技术，一举攻克了困扰全球市场的重大难题。

目前，我国在新型空气储能技术领域已处于国际先进水平，从技术研发到工程示范，均引领全球发展。

自2018年起，沈鼓集团针对储能电站用离心压缩机展开深入钻研，成功攻克多项关键技术难题，并牵头完成60兆瓦非补燃式空气储能电站压缩机组的研制工作。

此外，沈鼓集团还开发出储能系列模型机，优化机组气动设计，研究抗疲劳与转子稳定性计算方法，确保机组使用寿命。

中国科学院工程热物理研究所同样取得重大突破，其研发的河北省张家口国际首套百兆瓦级先进空气储能示范项目压缩机，通过具有CNAS资质的第三方测试。该压缩机最高排气压力达100.333巴，变工况范围为18%-118%，最高效率达87.5%，达到国际领先水平。

在这其中，陕鼓动力则掌握了该领域三大核心技术：压缩机组技术、膨胀机组技术、储换热技术。

陕鼓动力副总经理、总工程师刘忠曾表示，陕鼓“轴流+离心”组合机组方案响应了压缩空气储能市场不断大型化、规模化、系统效率要求高、经济性高等需求，可持续助力用户实现降本、降碳、增盈。

实际上，由于技术突破，压缩空气储能单位投建成本正在下降，目前正处在商业化拐点。

以国内建设的示范项目为例，根据《压缩空气储能技术与发展前景》，2014年国内投运的非补燃压缩空气示范项目芜湖电站装机量为500KW，投资成本高达60元/W。而到了2021年，国内投运的肥城一期电站装机量达到10MW，投资成本降至10元/W。去年山东肥城首套300MW先进压缩空气储能国家示范电站，投资成本进一步下降到约5元/W。

据《中国可再生能源工程造价管理报告2023年度》，利用盐穴或矿井巷道储能项目单位造价已降至5.5-6.5元/W，已与大型抽水蓄能电站相当。而相关研究预测，基于盐穴储气/人工硐室的压缩空气储能单瓦造价未来有望分别下降至4-5元/5-6元。

此外，压气储能项目的能量转换效率也已逐步接近抽水蓄能项目。根据《抽水蓄能电站综合循环效率的影响因素》，大多数抽水蓄能电站的综合效率在75-80%。

而根据中国能源报和中储国能官网，河北张家口100MW、山东肥城300MW、湖北应城300MW等项目的能量转换效率已达到70%或更高。

当前，压缩空气储能项目签约建设正在井喷。

根据北极星储能网不完全统计，2024年已签约压缩空气储能项目6.8GW， 同比增长21%。目前处于设备招采/在建/投运等实际进展的压缩空气储能项目共27个，总规模6.0GW，处于签约/可研等前期阶段的项目18个，总规模9.3GW。

中储国能总经理纪律曾表示，压缩空气储能正处于产业化初期，是典型的投资额较大但长期收益稳定的重资产项目，回收周期与火电、水电类似，在10年左右。但由于压缩空气储能电站的建设周期较短，使用寿命却长达30年~50年，电站的长期收益还是相当可观。特别是未来随着国家及地方的电价政策出台、产业链逐步完善、规模化生产降低成本、效率进一步提升后，压缩空气储能的电站收益及产业发展被业界普遍看好。

据天风证券预测，2026-2030年间，新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到23%，预计2030年压缩空气储能累计装机容量达到43.15GW。

可以预见，伴随产业快速推进和技术进一步成熟，项目单位投资有望持续下降，压缩空气储能有望进一步提升。