一，什么是压缩空气储能？

压缩空气储能介于抽水蓄能及锂电池储能之间，是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。

其原理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；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。

压缩空气储能的优势包括，

第一，不明显受地域限制，可大规模上量。传统的压缩空气储能需要借助特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，从而大大限制了压缩空气储能系统的应用范围，当前随着技术的进步，可以通过建设大型储气罐来进行存储。

第二，单位成本相对较低。设备成本占系统成本的大部分，存在着随着大规模应用快速降本的可能。

第三，容量大（已有签约项目的容量达1GW/6GWh）、寿命长（可达30年以上）、建设周期短（1.5-2年）。

二，产业拐点已至

目前国内压缩空气储能装机规模快速扩张，产业化进程提速。

从存量来看，目前国内已建成压缩空气储能项目数量为7个，总装机容量约182.5MW；从增量来看，目前国内华能集团、华电集团、福能股份等多家企业均开始布局压缩空气储能项目，处于建设或规划状态的项目容量约6.2GW，相比于存量机组规模增量显著。

压缩空气储能项目开始快速放量的深层次原因，有以下三点：

第一，压缩空气储能自身的系统效率与投资成本持续向好。

系统效率方面，2013年投运的河北廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目系统效率仅为52.1%，而2021年投运的张家口100MW压缩空气储能示范项目系统效率已达到70.4%，先进压缩空气储能系统效率已经能够逼近75%。

投资成本方面，2021年投运的山东肥城10MW压缩空气储能调峰电站项目单位建设成本达10000元/KW，而目前已签约的江苏淮安400兆瓦盐穴示范项目单位建设成本已降至5000元/KW，降幅达50%。

第二，长时储能特性更加贴合新型电力系统下的辅助服务需求。

双碳目标下，大规模新能源并网带来电网运行风险，大规模储能成为刚需，多地政策要求新能源配储比例10%-15%以上，成为电源侧储能的最大助推力。

第三，压缩空气储能电站安全性强，更加贴合政策导向。

综上所述，天风证券表认为，在技术进步、电网需求及政策导向的三重驱动下，压缩空气储能产业拐点已至，其技术路径或将逐步迈向主流。

三，市场有望迎10倍爆发式增长

一般而言，能够用于百兆瓦级及以上的大规模储能技术只有抽水蓄能和压缩空气储能两种方式。

目前抽水蓄能主导国内储能市场，然而抽水蓄能资源依赖性强，对地形、水源的要求高，开发周期长，该技术的应用存在较高的局限性，因此压缩空气储能被视为最具发展潜力的物理储能技术。

压缩空气储能有形成对抽蓄的补充及替代，参照抽水蓄能发展规模，预计压储项目将在2022-2023年项目铺开，2024-2025大规模开工，考虑后续储能需求，2025年起有望每年新开工超过10GW。

中性条件下，2022-2025年，我国新增储能装机中压缩空气储能渗透率或将达到10%，新增装机6.59GW，预计2025年累计装机容量为6.76GW，较2021年实现数十倍增长。

四，相关产业链及公司

压缩空气储能产业：

上游包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等核心设备，以及储气盐穴资源等；

中游为压缩空气储能行业；

下游市场，压缩空气储能电站接入电网系统，起到调峰、填谷、储能、事故备用等关键作用。

从投资占比来看，压缩空气储能项目建设核心设备主要为空气压缩机与透平膨胀机，其中空气压缩机支出占比为30.1%，透平膨胀机占比达到15.6%。

伴随压缩空气储能技术的快速进步，效率提升叠加成本下降推动压缩空气储能产业化进程提速，未来装机规模有望加速扩张。上游空气压缩机、透平膨胀机等核心设备市场规模或将显著增长，对储气所用盐穴资源的需求量也有望迅速增加，相关厂商有望深刻受益。

上游设备建造厂商：东方电气、上海电气、哈尔滨电气、陕鼓动力、金通灵、杭氧股份等；

盐穴资源厂商：苏盐井神、云南能投、雪天盐业等；

下游投资运营厂商：福能股份、华能国际等。