最新最全｜2023年压缩空气储能和熔盐储能发展分析，建议收藏！
在前面三篇的内容中，我们分析了抽水蓄能、锂电池储能、钠离子电池、全钒液流电池、铁铬液流电池和重力储能的全链路，本期，我们着重分析压缩空气储能和熔盐储能。
压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进
实现能量的存储及跨时间、空间转移和利用
压缩空气储能系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、空间转移和利用的物理储能技术。压缩空气储能系统主要分为储能和释能两个工作过程：储能时电动机驱动压缩机将环境空气压缩至高压状态并存入储气装置，电能在该过程中转化为压缩空气的内能和压力势能（步骤1和2）；释能时，储气装置中存储的压缩空气进入空气透平膨胀机中膨胀做功发电，压缩空气中蕴含的内能和压力势能在该过程中重新转化为电能（步骤3和4）。作为一种极具发展潜力的物理储能技术，压缩空气储能可广泛应用于电源侧、电网侧和用户侧。
压缩空气储能技术发展潜力巨大
传统压缩空气储能采用天然气补燃方式，实际运行效率较低。压缩空气储能技术因具有规模大、灵活性强等特点，被认为具有较大的发展潜力和应用前景。目前投入商业应用的大型压缩空气储能电站仅有德国的 Huntorf 电站和美国的McIntosh电站，两者均采用传统的天然气补燃方式，且实际运行效率较低，可见压缩空气储能技术的研究与发展存在巨大空间。
传统型的压缩空气储能技术是以燃气发电为基础展开的，以德国Huntorf和美国的McIntosh电站为例，主要特征是在电能输岀时从洞穴中排岀的高压空气先在燃烧器内与天然气实现掺混燃烧，温度提升后再进入膨胀机做功。
新型压缩空气储能主要有无外部热再压缩空气储能、有外部热源的压缩空气储能、液态压缩空气储能以及超临界压缩空气储能。
1）无外部热源的压缩空气储能
①蓄热式压缩空气储能：蓄热式压缩空气储能系统采用了压缩机组级间冷却、膨胀机组级间加热的方式。充气储能时，来自低温蓄热器的冷介质在压缩机级间冷却器中吸收压缩空气释放的热能，温度升高到某一值，存储在高温蓄热器中；放气发电时，储气库岀口调节阀后的压缩空气被热介质加热，温度升高，换热后的介质温度降低,储存到低温蓄热器。
②等温式压缩空气储能：主要是采用活塞机构带动压缩过程，在压缩期间喷射水雾或直接采用液体活塞进行大面积换热压缩热被冷却介质吸收后存储，膨胀过程重新加热空气。
2）有外部热源的压缩空气储能：带外部热源的压缩空气储能系统主要是在蓄热系统上改进，利用外部热源提升储热介质温度，提高空气做功能力。其可利用的热源包括太阳能热利用，工业企业如冶金、化工、水泥、玻璃等行业的余热废热，核电等发电厂的余热，生物质制取的沼气、合成气等。
3）液态压缩空气储能：液态压缩空气储能技术是将空气压缩至高压后冷却液化，液态空气输送至储罐，冷却换热量被回收进储热系统，在膨胀释能阶段重新加热空气使其气化。
4）超临界压缩空气储能：该技术利用了空气在超临界状态下的诸多优点，例如具有接近液体的密度、比热容和良好的传质传热特性,又具有类似气体的黏度小、扩散系数大、渗透性好等特点。
多个项目落地，商业化进程快速推进
国内多个压缩空气储能项目顺利落地，商业化进程快速推进。我国压缩空气储能技术研究起步较晚，2005年开始发展，但进步迅速，2016年建立示范工程项目，技术已进入全球先进水平。2021年9月23日，山东肥城压缩空气储能调峰电站项目正式实现并网发电，这标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态。2022年5月26日，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，标志着世界首座非补燃压缩空气储能电站正式投入商业运行。
国内相关产业链基本形成
我国通过对压缩空气储能项目的不断示范运行，已经构建了产业链的雏形，产业链上企业已有20余家。1）盐穴资源：鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等。2）压缩、换热及透平机组：陕鼓动力、金通灵、东方电气等。3）储气装置：压力容器企业。4）系统集成于并网管理：中科院工程热物理研究所、科远智慧、中储国能、中科院理化所等。5）系统安装：中国电建、中国能建、华能集团、浙建集团等。6）终端用户：风电光伏网站、电网公司、大型工商业等。
熔盐储能：光热发展提速，熔盐应用场景广
熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的物理储能技术。熔盐储能系统可应用于太阳能热发电中，也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系统中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽多联供、提供综合能源服务的最佳解决方案。熔盐储能系统主要包括熔盐加热系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统。
光热兼具新能源发电+储能属性
光热基于“光能-热能-机械能-电能”的转化发电，且自带大容量、低成本的储能系统。太阳能热发电利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热工质并进行储存，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。光热系统主要由聚光系统、吸热系统、储换热系统以及发电系统组成，分别可以实现太阳能的聚集、转换、电力输出以及辅助的功能。其中储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热系统在需要发电时利用高温熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽。储换热系统使得光热发电自带大容量、低成本的储能系统，可实现24小时连续、稳定发电，也可按需求满足早晚高峰、尖峰时段及夜间用电。
光热电站一般分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等技术路线。根据收集太阳光装置的不同，太阳能热发电一般分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等技术路线。其中，熔盐塔式光热发电技术是当前商业化最为成熟的技术路线，槽式光热发电技术是现有光热发电技术路线当中技术成熟度和商业化验证程度最高的，碟式技术是四种光热发电技术中热电转换效率最高的，而菲涅尔光热发电技术结构简单、传动机构简单且易于操作。
塔式发电效率高、成本下降空间大，未来有望成为主流发电技术路线。塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率，较大的成本下降空间，预计未来会成为主流的光热发电技术路线。目前，在全球主要国家和地区投运的太阳能热发电项目中，槽式技术路线占比约76%，塔式约20%，线性菲涅尔技术（以下简称线菲）约4%。而在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线占比约60%，槽式技术路线占比28%，线菲约占12%。
光热储能价值日益凸显，重新进入发展快车道
行业支持政策持续出台，新疆风光大基地鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1 规模配建。近年来，国内及各省市相继出台多向光热行业相关鼓励政策，支持行业发展。2021年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中就明确提出：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。2022年3月新疆发改委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0 版)》中特别指出，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目；鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。
受成本因素制约，示范项目后光热行业发展有所放缓。2016年，我国安排了首批光热发电示范项目建设共20个项目，134.9万千瓦装机，分布在北方五个省区，电价 1.15元/千瓦时。同时，国家鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展。2018年，国家能源局布置的多能互补项目中，有光热发电项目。但由于光热发电成本较高，所以在国家能源局批复的首批20个太阳能热发电示范项目中，截至2021年底只有7个项目并网发电。根据CSTA，截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量538MW（含MW级以上规模的发电系统）。
光热储能价值日益凸显，行业重新进入发展快车道。2021年，在经历了近两年的发展放缓后，中国光热发电行业迎来了承上启下的新元年。随着新能源装机规模不断扩张，光热发电“储发一体”优势凸显，与光伏、风电协同互补，在清洁供电的同时保证电网的高效稳定，光热发展重新迈入快车道，近一年来行业招投标火热。新疆于7月4日公布了2022年第二批市场化并网新能源项目清单，总计66个项目，储能总规模 6922.5MW，其中光热项目共13个，规模合计1350MW（已按照项目进展记入下列项目统计表，其中6个项目已经开工），占比23.2%，储能时长为8~12小时。
光热成本主要由聚光、吸热、储换热系统决定
聚光、吸热、储换热系统是决定光热电站成本的主要因素。光热电站的投资成本与功率和储能时长正相关。根据首航高科与可胜技术的数据，6小时储热100MW塔式太阳能热发电站的总投资在16~17亿元之间，12小时储热100MW塔式太阳能热发电站的总投资在25~30亿元之间。按照功能划分，电站投资主要发生在集热系统（聚光系统、吸热系统），储换热系统（包括储热系统、蒸汽发生系统）热力系统，供水系统，水处理系统，热工控制系统电气系统，附属生产工程以及厂址相关工程及其他费用。从下图可以看出：聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的77%左右，是决定太阳能光热发电站造价高低最重要的因素。
太阳能热发电产业链体系可分为研发、设计、制造、安装、运维等环节。1）研发体系主要包括相关大、专院校，各大研究院所及各企业的研究部门；2）设计体系主要包括从事发电行业的设计单位，新能源和可再生能源的设计单位，具有相应资质的设计单位；3）制造体系主要包括各大制造企业（国企、民企、合资企业），大专院校、研究院所的生产单位等；4）安装体系主要包括专业电力安装单位和工业建设安装单位。
熔盐储能系统是多个应用场景的良好解决方案
除了光热发电，熔盐储能还可以应用于火电灵活性改造、光伏风电园区储能、综合能源服务等场景。熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的低成本、高效率的储能技术，主要包括熔盐加热系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统。熔盐储能系统不仅可应用于太阳能热发电中，也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系统中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽多联供、提供综合能源服务的良好解决方案。
总结与展望：关注商业化、降本与长时储能
我国储能技术与国际先进水平不断缩小，多项新型储能技术有望进入商业化或推广应用阶段。经过“十二五”和“十三五”期间国家和产业的持续投入，中国储能技术的水平快速提升，压缩空气储能、储热储冷、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池和钠离子电池技术已达到或接近世界先进水平；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器和储能新技术和世界先进水平还有一定的差距，但总体上差距在逐步缩小。在国内商业化进程方面，抽水蓄能的发展最为成熟，电化学中的铅酸电池、锂离子电池商业化进程靠前，此外压缩空气储能、熔盐储能、液流电池即将进入商业化阶段，而重力储能与钠离子电池中大致处于工程示范阶段。
压缩空气储能、光热储能、钠离子储能等新型储能相较抽水蓄能已经有较好的经济性。在电力项目经济评价的方法中，平准化电力成本（levelized cost of electricity，LCOE）是一种用于分析各种发电技术成本问题的主要指标。对于各种储能技术，以储能系统的放电电量为基准，采用平准化电力成本方法来分析比较不同的储能技术的成本。为了上文储能技术离线的度电成本进行测算，我们设定了一些通用假设，贷款利率为4.9%，贷款比例为80%，贷款年限为10年，资本金回报率为8%，加权平均回报率为5.5%，年通胀率为2%。经过我们测算，抽水蓄能、锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能及光热储能的 LCOE 分别为0.55/0.81/0.62/1.10/0.48/0.70/0.50 元/kWh。传统的抽水蓄能在全生命周期内平均成本有一定优势，但压缩空气储能、光热储能、钠离子储能等技术已经有了较好的经济性，而全钒液流电池的储能时长延长后会更有经济性。
长时储能是未来重要趋势，相关储能技术有望受益。国内各地政府主管部门陆续出台文件支持4小时以上容量型储能的应用。2022年3月，内蒙古自治区能源局发布文件，要求新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的15%（4小时），存量自备负荷部分按需配置储能比例。新疆维吾尔自治区发改委出台《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0 版）》，提出以储能规模确定新能源项目；建设不低于4小时时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。随着新能源装机规模的提升和长时储能技术的进步，4小时以上的新型长时储能技术将逐步进入商业化应用，满足电力系统长时储能的服务需求。我们认为，在未来通过超长时间尺度和中长时间尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功率波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业的重要发展趋势。因此，在长时储能领域具备优势的储能技术，例如光热储能、压缩空气储能、液流电池、重力储能技术路线有望受益。