储能有多火专题 | 压缩空气储能交流纪要
压缩空气储能发展迎东风
未来大型长时储能主流路线之一，规模和经济性可媲美抽蓄
a) 需求旺盛：新能源出力与日俱增，长时可靠的电能需求日益高涨
b) 技术优势：兼具大规模、长时储能特点
c) 政策助力：双碳政策强力驱动，频获国家、各省市的政策支持
d) 新技术领衔：蓄热式成为国内主流，高效且无化石燃料依赖#大规模长时储能的选择①规模大: 3-400MW；②长时: 4-10h；③资金成本低: 4000-6000元/KW；④长寿命: 可达30年；⑤建设周期短: 18个月；⑥选址不受限#核心设备成本占比最高①压缩机、膨胀机为核心装置，成本占比超40%；②蓄热换热装置占15-20%；③储气系统占20-30%；④厂房土地占比10%#市场空间广阔a) 容量高增：国内已启动的项目容量达7.29GW，其中投运0.18MW，建设/可研勘测3.37GW，签约3.75GW b) 空间测算：乐观预期下，2025年压缩空气储能市场可达437.4亿元，核心设备市场空间可达196.8亿元
Q1:两部制电价政策是给哪种储能？从征求到正式大概是什么样的流程？压缩空气储能的政策情况
A：对压缩空气是有在征求意见了，只给到了压缩空气，液流目前还没有这个政策，主要是液流技术经济上的进步没有想象中的快，容量电价合下来还比较高，具体流程上不一定，时间有可能会比较长，有可能会比较短。
Q2：压缩空气每年大概能够发展多大的一个规模，运营成本？
A：以江苏为例，江苏金坛投产的一个国家级示范项目，空气压缩储能这两年的成本下降得非常快，这跟前两年的认识就完全不一样，大概成本下降了 50%，大概目前的初投资成本是每千瓦大概 8000 块钱，相对来说要比抽蓄还是贵一点，现在抽蓄大概的投资成本 6000块左右，但未来抽蓄的成本还是会不断的上涨，压缩空气储能因为现在还在发展初期，无论是盐穴还是矿穴现在来说比较好找，包括它的压缩机，那整套的系统随着这种整套规模化的生产越来越多，它的成本还是有比较大的下降的空间的。
运维成本因为现在刚有投产还不太清楚，今年 4 月底投的金坛的，张家口之前号称说是投了，但其实还没有并网的投产运维成本。但相对来说应该是不会太大。压缩空气储能最大的它在于它的运行成本，就不在于它的运维护成本，它主要是它的运行成本。
它的运行成本主要在于它本身的发电效率不高，现在有很多号称压缩空气储存效率达到70%，可能是讲的综合效率，而不是讲的电转电的效率。现在电转电效率能够到 60%就算还可以。它的理论上限可能在 70%左右，所以这是未来制约它的主要的一个因素，因为这会严重影响到它的成本。然后从发展潜力上来看，其实我们觉得发展潜力还是比较大的，因为现在其实发展的很少，中国还是有很多的盐穴和矿穴的资源。
这里面其实涉及到了两大央企，中盐集团和中国铝业集团，一个有盐穴，一个有矿穴，他们自己也都在搞很多的这样一个项目。江苏金坛的典型的构成，三家单位，一家是提供洞穴的盐穴集团，还有一个发电的华能集团和还有个提供整套技术的清华，这基本上就是未来搞压缩空气储能的比较好的配置。
现在目前的潜力绝对够 2030 年之前的开发的量，中盐集团也是说假如 2025 年，从技术潜力来说搞 1,000 万没有问题，潜力是没问题的，但是就看整个系统对于这种容量的需求要不要这么做，因为毕竟它算下来它的这种容量电价和电量电价都要比抽蓄高，所以它带来的成本就比较高，会拉高最后的用户侧的电价。
Q3：预计到 2030 年大概多少的量
A：从电力系统我们来判断，我们不管你是去搞什么技术类型的，满足电力系统的需求就行。从整个技术来看，抽蓄和压缩空气储能相比锂离子来说，电力系统更希望是抽蓄和压缩空气。从总体的量看来，从电力系统的需求，大概 2025 年大概 3,000 万 kwh（累计量）的新型储能的需求，到 2030 年大概 1.2 亿 kwh（累积量）的新型储能的需求，但我们觉得这里面的大部分的量还会是锂离子，因为在 2030 年之前，压缩空气储能如果要单位度电成本，可能还是要比抽蓄、锂离子成本要高一点，所以它可能不是一个最优先的使用选项，当然对于一些地区没有很好的抽蓄的资源，可能会用压缩空气。
Q4:压缩空气和抽蓄成本相差多少？
A：从单位投资上来说，现在压缩空气要比抽蓄要高，抽蓄大概现在不到 6000 元，压缩空气 8000 元，然后运营效率充放电效率，这个抽蓄 75%，压缩空气 60%，成本贵了 1.3 倍，然后效率是它的 4/5， 1.3×1.25，大概是这样，现在抽蓄的度电成本大概我们现在算下来大概是 0.22~0.25 元。
Q5：8000 块钱能够再细拆吗？
A：不太了解。压缩机和发电的那套系统成本下降很快，原来都是需要定制的，但是现在来说可能有一定的企业在做。我知道陕西有的做压缩机的，它其实这两年的成本下降得非常快，基本上就下降了 50%的这样的规模，因为他这套比较传统其实没有太多的技术的门槛，最主要就是定制化的，只要量上来了，其实成本会下降的特别快。
Q6：这里边包含了像这种盐穴资源定价吗？
A：跟在中盐或者中矿中铝他们交流的时候，他们洞穴拿过来使用的时候，是需要经过一些相应的处理的，不是说就直接能用。
Q7：矿穴是哪些？
A：矿穴一般是金属矿的好一点。因为中铝他们原来是做金属矿的那些，他们好像在云南广州，在云南贵州，他们在云南现在好像在搞这样的示范项目。他们里面有一些专业的说法，有兴趣可以再去了解一下，我当时在跟他们交流的时候，就说他们不同的数据适合的程度是不一样的，主要是它的密闭性还是有差别的。现在还是盐穴为主，所以现在其实在建的都东部为主的。
但是其实我了解到他们很多人已经在西部跟好几个省份都有联络，无论是青海甘肃，我们好几个省份都开始有联络了，因为现在国内搞压缩空气储能成套技术的就两家，中储国能和清华。
Q8：两家技术布局上？
清华卢院士那套技术，原来他是做的非补燃的，包括江苏金坛的技术类型也是做的非补燃的，但是他未来可能是要去做补燃的，然后中储一直是做的补燃的技术，包括张家口的都是他们做的，然后山东的有个也是他们做的。
Q9：也好多宣传的都是说是要做过非补燃的，因为补燃的话还有一些碳排放？
A：主要效率上还是有影响的。原来听他们说过差 5~10%
Q10：现在还在征求意见稿，然后整体的规模可能不好说，或者说每年开发的话，大家一起有多少。
A：但是我们没想到这个可能要发展到一个比较大的程度，因为从现在来看，从现阶段来看，我觉得它是没有经济性的。
原来其实最早国家部委之间还是有不同的看法，从行业主管部门来看，还是要发展的量更大一点。但是从价格上看，你规模越大，国家需要补贴的力度就需要更多，补贴完之后说白了最后都是由用户的电价背了的，现在制造业也不容易，你把用户的电价涨上去，其实这不是一个合适的方式，所以这里面我们觉得可能初期规模不会太大。
当然它里面有个好处就是空气储能和抽蓄比起来，因为现在国网不管未来技术形式怎么去弄，它这两种类型其实本质上是属于一个基建项目，它不像锂离子电池，锂离子电池其实它本质上不属于一个土建项目。
那么抽蓄和压缩空气比起来，压缩空气在于它的建设期短，对未来的不确定性就不那么大，就不像抽蓄一样，假如说你这一个项目要建设 7 年，说现在立项，假如明年开工，建成了就 2030 年，你抽蓄的度电成本跟锂电的成本到底谁低？可能锂电 2030 年都比抽蓄要低了，
也许现在你搞一个，未来投产的时候基本上就没有什么经济了。压缩空气很好的一个优势，就是在于首先规模不用像抽蓄一样非要去搞 4 台机组出来，他可以搞个 6 万 kwh，它的建设期不到两年，所以我相信国家对于这种项目的建设，也一定会要求你在在一定时间之内快速投产，一是可以快速满足电力系统调节的需求，二是也防止出现以前光伏补贴那种，拿了项目拿了补贴尽量往后建，因为它的成本未来几年会处在一个快速下降的通道，它越往后建，它的成本相对来说就越低，拿了同样的电价，它成本也就越合适。假如说下个月就出了定价，各个省报了项目，也许至 2023 年，假如说 2023 年相关的项目都 2023 年初都核准，要求两年内投产的话，基本上第一波项目都应该在 24 年底之前。从调节需求上来说，主要在西部和东中部，西部的主要是为了新能源的消纳，东中部是为了电力系统进行平衡的，就顶峰的这个需求，我觉得这两边可能各个省都会再搞一点来，各个省东部西部搞一搞，假如说西部有个两个省份，东部有关两三个省份， 5 个省份的话，1 个项目 20 万千瓦，大概就是两年之内要投产 100 万千瓦，可能是这样的一个规模，个人判断。
Q11：明白 6 万/20 万，跟金坛项目相比的话，大概就是说每个省两三个金坛这么大规模的？
A：对金坛的项目，其实从目前布局的这些项目，它的量不算大，而且金坛项目它是有周期的，现在只是第一期，我记得他的预期规模中期规模要达到 100 万了，但是这个它不需要在一个地方建，所以属不属于同一期，其实意义不大。但是它单期 6 万的话，我觉得它的容量不是很大的，所以未来可能国家支持压缩空气，不只是因为支持你的量，他要支持你的技术创新，因为你的技术创新才会支持你，就像为什么现在我觉得两部制电价肯定不会用在锂离子项目身上，因为锂离子项目没有什么技术创新需要从电力系统驱动，锂离子就是电动汽车行业推动的一个技术创新，所以从电力系统支持的角度，不大会对锂离子加强这样的一个支持。锂离子和压缩空气定位不一样，压缩空气是把它当做一个大容量长周期的一个调节的储能用的，所以对它的量对它的单价是有规模要求的。
Q12：这些技术参数能大概说一下吗？
A：大概的都跟咱们的预期的一个差不多，量的话可能是 10 万、20 万以上，时长的话，从电力系统需求参照，对比这个抽蓄就可以了。抽蓄现在是单机 30 万，单站是 4 台机组 120万，按照对比单机的话，压缩空气做不到 30 万，估计也就 10 万 、20 万。时长的话，基本上要做到 6 个小时，因为 4 个小时从电力系统的这种无论是顶层需求，还是从新能源的对于风电的这样调节来说，基本上要 6 个小时左右。
两部电价最核心的就是两个，一个是容量电价，一个是电量电价。容量电价补贴投资成本，电量电价补贴运行成本，这里面国家会规定容量电价的总体要求，当然具体未来怎么国家是另外发文再去确定，但它有个总体的要求，总体的要求会规定压缩空气储能项目，不能超过比如说当地的纳入监管周期的抽蓄的价格的容量，降价多少的一个比例，这样的话其实也是他们两个是未来的主要竞争对手，所以在这里面他们会参照抽蓄去定，这是基本上大的总体的电价的这样一个原则。
Q13：上限是根据当地抽蓄的估计标准？
A：未来上限也不能超过他，不然纯粹是为了支持，不鼓励去更快提升技术。其实从电力系统来看，它对标的就是抽水蓄能，其实国网搞出去的公司也在一直跟搞压缩空气储能合作，因为确实 2030 年之后，也许抽蓄基本上没有新建，可能这个项目就不多了。
Q14：开发方也跟抽蓄差不多，也是电网来开发？
A：不是，压缩空气建设工期短，单站规模不是那么大，，也没有什么特别多的核心技术，
所以许多第三方很容易进入了，就像原来搞电源似的，常规火电一般民营企业进不去，因为它的技术门槛资金门槛都很高，这跟抽蓄是一样的。压缩空气就类似于现在的搞光伏新能源这些，它的技术门槛资金门槛并不高，所以这样就更多的民营企业进入，而且从电网来说，不愿意去投那么多的这样的一个储能的项目。
因为这些储能项目不是电网的主业，你看说现在电网主业肯定是不投像锂离子那种电网测的。压缩空气，说白了它也是电网侧的独立储能，电网主业不会去投的，即使咱们现在国网的新源公司投了好多出去，但他投的都是跟主业分开核算，投的钱也不通过输配电价回收，是通过国家的两部制电价来做。所以未来电网主业肯定不会去投，还是第三方去投。
Q15：技术和集成上的难度？
A：讲的是基本设备都国产化，没有像芯片或者像风电风光一样，像风电一样风叶的新材或这些被卡脖子了。压缩空气就是传统的一套压缩机，然后加发电机，所以这块没什么问题，就对于咱们国家来说，技术不是问题，但是目前的技术水平还是在两家手里。
Q16：火电灵活性改造积极性还是不高？
A：因为现在辅助服务市场送疏导的力度不到位。所以大伙都不愿意去搞灵活性这样的改造，然后国家十三五规划没完成，然后十四五规划是要搞 3 个亿，然后 2030 年之前要搞到 4 个亿，不知道的量会是什么样的。因为抽蓄未来发展量是能看得见的，影响大的，应该说通过需求的响应，能用的比例能用多少，这是未来储能发展的主要的变量因素。
Q17：市场担心改造完之后收不回成本，未来国家要搞绿电和现货市场，然后会不会能够把成本收回来
A：现在还不好说，我们对各个省算的不一样，因为各个省的电源结构不一样，其实说白了，就是新能源引起的，新能源并网之后，接入电网之后到用户之间，它是需要其他的电源来调节的，需要电网给你输送的。这部分我们认为它叫新能源引起的系统成本，在系统成本当中，现在系统成本包括了煤电机组给它调节的成本，但现在所有的成本没有疏导得很到位，我们算出来大概基本上新能源每发 1 度电全国平均大概是一毛多钱的成本，引起了系统成本，这部分系统成本基本上只有很少的被分摊了。
那么未来这一毛多钱的成本，各个省不一样，大概有百分之可能平均来算百分之六七十的成本，电源帮你背了的，火电来做调节，假如按照 1 毛 5 来算的话，60%那就是 9 分钱。那么现在国家通过什么的方式来疏导的呢？就让新能源直接配储，说白了是让你背了这部分的调节成本，但是有那么多的存量新能源其实还没有让他背。随着未来的成本下降，可能新能源无论是参与现货市场，还是参与容量市场，可能还是会再让背一部分这样的钱。未来成本的疏导相对来说要比现在会好很多，不然这个就没人干了，三个亿的量达不到。
Q18: 现在对国内的新能源装机的量大概是什么规模？
A：基本上是这样，就是说每年新增的规模应该是 1.2 亿左右。今年可能会多一点，但总体的量不会出现特别大的变化，因为整个系统的调节能力在那，系统调节能力 8,000 万，保障性规模就是 8,000 万。
另外配备一些基础配置一些煤电联营，之后搞一些灵活性改造，可能就涨了 4,000 万，就差不多 1.2 亿。这个我们觉得不会出现特别大的变化。但是光伏要出口欧洲的话，可能会对国内的市场有一定的波动，可能会有点影响，但是不考虑这个因素的话，从电力系统这块来说，假如说用电量的增长还是保持这样的一个规模，调节能力建设还是保持这样的一个速度的话，基本上也就 1 亿多一点的规模。
Q19：钒液流电池怎么看？
A：个人观点，也不一定对，我们对电池的判断也是通过跟这个行业里的人的一些交流得到的。我们最早对于 2030 年之前电力系统当中应用的储能，三类就是一种锂离子，一种是液流，一种是压缩空气，抽蓄是另外的。储能我们对钠离子什么的，其他的都不看好。这三种当中我们对液流这块，我们现在的判断，如果技术没有大的突破的话，可能发展的规模也就这样，不会有特别大的一个突破，这里面主要的原因是在于它的效率也比较低，跟压缩空气储能一样。第二因为它的能量密度比较低，它如果要做大的话，占地面积、整个系统的控制相对来说难度都比较大。三种来说，液流电池排的最靠后。
Q20：对钠离子电池以前不看好，现在的态度？
A：还是不看好，一是效率还是不高，做到同样容量，成本不会低，其他相关的配套的一些东西总量会增加，从总体上来说，成本并没有下降太多。
Q21：刚才说认为每年大概新增就是 120gw 左右的新能源装机，后年是怎么看的
A：目前通常我们做规划的时候，电源规划的时候不会去做到每一年，我们是做水平年。在做 2025-2030 年的时候，也会去参考一些国家能源局或者其他一些行业的这样一个判断，来综合的去做这样的一个量。虽然跟电力系统有一点关系，但是它更多的是它产业来驱动的，它跟电力系统的关系只有一个，电力系统消纳能力是多少，电力系统消纳能力本质上是属于电量的增速，其实我们会根据一个电量的增速来判断消纳空间多少，消纳空间多少的话，我们来判断一下近一年的量会多少。
其实无论是中期还是近一年的这样的判断，这里面影响最大的就是用电量的增长跟经济的增长是密切相关的，所以这里面基本逻辑是从未来经济的 GDP 的判断，那么我们可能会更细化到每个行业，因为每个不同行业产生不同的 GDP，它所需要的电量不一样，我们可能会去拿 100 多个行业来分析。根据电量的情况，我们来判断整个电力系统对于新能源的消纳的这样的能力，这是一个大的问题。当然我们在做通过电量来算消纳能力的时候，我们有相关的软件工具，会把其他的电源的调节的能力都算进来。
Q22：看明年的话，风电可能增长比较快，然后光伏的话地面可能要开始放量，到时候会有消纳的问题吗
A：量率协同，包括国家也在讲，我们也在讲，量就是你的发展的规模，率就是利用率。如果是国家总体的要求，利用率的比例还要达到 95%的话，会影响你的量增加。那么如果假如说明年的消纳能力是定死的，国家要保证一个综合利用率，综合利用率达到 95 以上的话，就可能不会放出那么多的量。那么假如说国家未来也许在某些地方允许这些东西多一点，那么它的量可能会放的大一点。
Q23：刚刚说的压缩空气，意思就是说目前给容量定价的目的主要是为了促使他的技术创新和突破，并没有希望他去大规模的放量是吧？
A：是可以这么理解，国家的政策到一定程度的时候，不会再去给你大规模的一个补贴了。
Q24：就是说它只要创新阶段过了以后，它的性价比其实就已经可以促进这种发展，不需要用这种很强的容量电价的方式，可以这么理解吗？
A：但是我不知道最后他的成本确实不知道能做到多少。其实抽蓄的技术已经很成熟了，当然未来成本还会增加的，不是因为它技术不成熟，而是因为这种移民成本各方面的，包括好的资源越来越少，导致后期的开发成本，资源的开发成本越来越高，所以抽蓄还是要通过两部制定价来给补贴的，但是未来压缩空气到底能走到什么样的一个地步，如果它未来的成本能够比抽蓄低了，我觉得发展后劲可能更足一点。
当然了假如它的成本还是在抽蓄之上的话，可能还是会受到两者竞争的这样的一个影响。
