政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性提升。
国家层面出台多项政策支持压缩空气储能产业的发展。2021 年 7 月，国家 发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确 提出要实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。2022 年 3 月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求推 动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用。2022 年 8 月，工业和信息化部 等五部门联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，要求加快压缩 空气储能装备的研制。国家层面出台的一系列的政策为压缩空气储能的产业化发 展奠定了基础。
从兆瓦级向百兆瓦级迈进，我国压缩空气储能产业化进程加快。2013 年， 廊坊 1.5MW 超临界压缩空气储能示范项目投运，是我国正式投入的第一个压缩 空气储能项目。2021 年，我国压缩空气储能示范项目取得多个里程碑式进展， 山东肥城 10MW 项目与贵州毕业 10MW 项目均完成并网发电，正式投运。2022 年，江苏金坛 60MW 盐穴压缩空气储能、张家口 100MW 先进压缩空气储能国家 示范项目投运，压缩空气储能产业化进程有所加快。综合来看，已投运项目规模 约为 182.5MW。
里程碑：百兆瓦级别压缩空气储能项目顺利投运。2021 年 8 月，由中国电 建所属水电四局承建技术来源于中科院工程热物理所的全球首套百兆瓦先进压缩 空气储能示范电站地下储气装置一期工程项目正式开工，并于 2022 年 9 月底在 河北张家口顺利并网发电，是目前世界单机规模最大、效率最高的新型压缩空气 储能电站。该项目总规模为 100 兆瓦/400 兆瓦时，核心装备自主化率 100%，每 年可发电 1.32 亿度以上，能够在用电高峰为约 5 万户用户提供电力保障。
备案项目规模远超已投运项目。 能源电力说数据显示，据不完全统计，截 至 2022 年 11 月，山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等 12 省备案、签约、 在建、投运压缩空气储能项目合计 35个，其中 25个公开规模数据，合计 8.2GW， 剔除掉已投运项目，备案项目规模远超已投运项目。 山东省已出现吉瓦时备案项目，如中电建肥城5×300MW/1800MWh盐穴压 缩空气储能项目、峄城区 1000MW/5000MWh 压缩空气储能项目。
压缩空气储能建设成本逐步降低。根据王富强等所著的《压缩空气储能技术 与发展》，压缩空气储能电站的机组容量随着技术迭代更新正逐步增大，每千瓦 的投资正逐步减少。
以国内建设的示范项目为例，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，单千瓦的投资成本高达 60000 元；2021 年国内投运 的肥城一期电站装机量达到 10MW，单千瓦投资成本降至 10000元。从百兆瓦项 目建设成本来看，已建成的张家口 100MW 项目单千瓦投资成本为 8400 元，此 外，部分可研阶段和规划阶段的百兆瓦级别压缩空气储能项目单千瓦估算投资为 5000-6000 元，已与大型抽水蓄能电站相当。
压缩空气储能规模化发展推动效率水平逐步提升。压缩空气储能的装机效率 对项目的经济性及行业发展影响重大。从国内已投产项目的装机效率来看，随着 装机容量的提升，系统效率也有所提升。其中，兆瓦级系统效率约为 52.1%， 10MW 级系统效率约为 60%，100MW 级项目的系统效率约为 70%，已逐渐逼近 75%。
目前 10MW 非补燃式压缩空气系统的研发与示范是国内许多学者和机构正在 关注的热点，也是由 kw 或 MW 级小功率机组向百兆瓦级大功率机组过渡的关键 技术，因此在本篇报告中，我们选取了 10MW/80MW·h 的非补燃式压缩空气储 能系统电站为例，分析峰谷价差套利模式下，非补燃式压缩空气储能电站的经济 性。
非补燃式压缩空气储能电站储能初始投资成本略高于传统压缩空气储能电站， 主要系换热蓄热装置投资成本增大。根据周倩所著的《压缩空气储能中的蓄热技 术及其经济性研究》，10MW 非补燃压缩空气储能电站初始投资为 6678 万元，略 高于压缩空气储能电站。
峰谷价差套利是压缩空气储能主要盈利模式之一。压缩空气储能主要功能定 位在于缓解弃风弃光以及削峰填谷、调节峰谷差，因此，考虑压缩空气储能系统 利用低谷电储电，并在用电高峰时向电网送电。
综合考虑两类压缩空气储能电站的运行成本，包括储能购电成本费用、天然 气费用、人员工自费、固定资产折旧、修理费，我们计算得到非补燃式/传统压 缩空气储能电站的度电成本分别为 0.686/1.629 元/千瓦时，非补燃式压缩空气储 能电站的度电成本较传统压缩空气储能电站下降 57.90%。
假设项目建设周期为 1 年，运营周期为 25 年，贴现率为 3.52%（2022 年五 年期国债利率），得到非补燃式压缩空气储能电站项目的内部收益率为 9.37%， 静态投资回收周期为 10.54 年，动态投资回收周期为 12.83 年。
由于我国没有出台专门针对压缩空气储能系统的补贴政策，参考抽水蓄能电 站的最新补贴政策，进行有容量补贴条件下的经济性计算。2021 年 5 月，国家 发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，规定抽水蓄能两 部制电价政策，并于 2023 年开始实施。
参照以上抽水蓄能两部制电价政策，并考虑到压缩空气储能电站实际运营时 间，我们假设 10MW 非补燃式压缩空气储能电站运营期为 25 年，经营期内资本 金内部收益率按 6.5%进行核定，储能电价等于工业用电谷电电价 0.27 元/千瓦时， 释能电价为工业用电峰电电价 0.81 元/千瓦时，电量电价产生收益的 20%留存给 压缩空气储能电站。 容量电价的测算方式是基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益 率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为 目标，核定电站容量电价，计算得到容量电价为 794.35 元/千瓦，内部收益率为 10.02%，因此容量电价补贴模式下的收益率水平高于未获得容量补贴。
我们选择 10MW 非补燃式压缩空气储能循环效率、释能电价、初期总投资 成本为影响项目经济性的不确定因素，进行敏感性分析。 储能系统效率：压缩空气储能的效率直接影响能量转换效率，假设循环效率 的变化区间为 55%-75%，随着循环效率的逐步提升，内部收益率水平稳步提升。 对比无容量补贴条件与有容量补贴条件，无容量补贴条件下内部收益率对循环效 率的敏感性更大。
释能电价：在储能电价不变的情况下，释能电价改变，则对应峰谷价差也发 生变化。当释能电价为 0.61 元/千瓦时，此时峰谷价差仅为 0.34 元/千瓦时，内部 收益率为负值，表明电站项目无法回收成本。随着释能电价逐步提升，峰谷价差 逐步拉大，压缩空气储能项目 IRR 逐步提升，当释能电价达到 1.01 元/千瓦时， 无容量补贴时的内部收益率水平高达 24.76%。
初始投资成本：初始投资成本的变化直接影响项目每年的成本。对于 10MW 非补燃式压缩空气储能电站，当单千瓦投资成本由 6678 元/千瓦降低至 5678 元/ 千瓦，内部收益率将由 9.37%提升至 11.53%，静态投资回收周期将由 10.54 年 降低至 9.11年。预计随着压缩空气储能规模化发展以及技术进步，初始投资成本 仍有进一步降低空间，压缩空气储能项目的经济性有望进一步提升。
