1、压缩空气储能主要构成：
（1）压缩机（最核心）；
（2）空气透平（也称空气轮机）；
（3）发电机；
（4）换热器；
（5）储热介质等。
2、压缩空气储能成本：
度电成本0.24~0.25元；1500~1700元/kWh。
3、盐穴VS压力容器投资成本：
在单位储气容器造价上，压力容器是盐穴储气造价的10倍以上，除储气式系统外其他成本类似。
4、压缩空气VS抽水储能效率：
抽水储能效率可达75%+，而抽水储能约60%。
5、压缩空气VS抽水/电化学储能的成本：
单位kW成本＞抽水储能/电化学储能，单位kWh成本≈电化学储能。压缩空气储能中，储气方式不同，成本差异较大，约7000-9000元/kW，电化学储能约4500-5500元/kW。
6、产业链情况：（
1）从业主来看，主要是国有企业，比如各大发电集团，包括HN、GJDT、SX、DT等，GJDW目前还没有布局相关项目。
（2）从技术方和建设团队来看，主要包括ZY、ZCGN和ZGNJ，其中本公司和ZCGN主要提供技术支持，ZGNJ整套项目建设。
7、电站系统成本构成：
电站设备投资约65%-70%，剩下的是土建安装和其他辅助工作。（1）压缩机占整个系统约15%+；
（2）储气，如果采用盐穴，成本约10%，如果采用人工硐室，成本约20%；
（3）其他包括换热器、透平和辅助系统等约占15%，成本和传统火电相似，技术没有太大瓶颈，成本相对容易压缩。
8、SEG JTLVS SAG VS JTL：
（1）SEG更注重技术，SAG市场化能力更强，JTL与ZCGN深度捆绑；
（2）加上示范试验项目，压缩空气储能落地的项目国内仅有5个，包括3个10MW，1个60MW和1个100MW，其中2个是SEG的，3个是JTL的（ZCGN的项目），SAG目前还没有。
9、压缩空气储能的商业模式：
（1）江苏实行两部制电价，仅通过容量补贴来获得电站收益，收益率低于抽水储能；
（2）ZGNJ和ZCGN在山东肥城策划的一些项目建成后，可以利用电力现货市场的政策，收益会高于两部制电价政策。
10、空气压缩储能配备情况：
配备电网更多，规划的项目主要在电网侧，因为相对来说更简单和稳定。目前新能源侧的，只有乌兰察布的10MW项目，尚未建成。
11、预计2023年市占率：
ZGNJ60%+，ZY和ZCGN各占约20%。
12、压缩空气储能容量电价征求意见稿：
征求意见稿存在明显的倾向性，即人工硐室的容量电价标准较高，高于盐穴储能。
13、盐穴VS人工硐室：
已建成的金坛盐穴项目造价约8000元/kW，项目属于“大马拉小车”，预计是未来成本最高的盐穴项目；按照目前人工开挖成本，人工硐室估计100MW的单位造价接近9000元/kW，人工开挖成本远高于已经开采完的盐穴成本。
14、压缩空气储能规模化效应：
（1）如果单纯增加储能时长，增加的费用相对较小；
（2）如果要增加规模，从60MW到300MW，成本大概可以从8000元/kW降到6500元/kW。
15、发展空气压缩储能原因：
替代抽水储能，抽水储能一方面周期长，另一方面对地形条件有所要求。项目技术要因地制宜，在中国这个大储能市场中，没有一种储能技术能全面覆盖，所以需要不同的储能技术来因地制宜。
Q：空气压缩储能原理是什么？
A：在有风电、光伏、水电的垃圾电的时候，用便宜的电驱动压缩机，将空气压缩至高压状态，约10+MPa，然后储存起来。等到用电高峰的时候，高压的空气从储存的空间中释放出来，进入空气透平进行做功，然后带动发电机进行发电，起到削峰填谷的作用。压缩空气储能和抽水储能基本原理相似，压缩机相当于抽水蓄能的水泵，透平相当于抽水蓄能的水轮机，大气环境相当于抽水蓄能的下库，高压储气库（通常采用地下盐穴）相当于抽水储能的上库。空气压缩主要构成包括几个大部件：（
1）压缩机，在空气储能中是最重要的核心装备；
（2）发电时候的空气透平（也叫作空气轮机）；
（3）发电机；
（4）由于一般都不采用天然气补燃，所以在压缩的过程中需要将压缩的产物储存起来，等到发电的时候再进行释放，由此产生了另外两个大装备——换热器和储热介质。无论是使用压缩容器进行储存，还是使用大规模的地下空间进行储存，高压空气储存的场所对于压缩空气技术来说都很重要。此外，空气压缩的其他辅助系统，包括控制系统，和普通火电基本类似。
Q：空气压缩原理不是很难，但为什么规模化应用较少？空气储能的优劣势有哪些？
A：上世纪七八十年代，德国和美国建了两个压缩空气储能的电站，主要用于核电站调峰，当时的技术原理不像现在的先进压缩空气储能，更类似于燃气机组，发电的时候需要天然气补燃，消耗天然气，带来碳排放，效率也比较低，所以上世纪德美两座电站之后就没有再出现。到了21世纪，空气储能重新受到关注，主要原因在于储能技术的重要性提高。抽水蓄能目前比较成熟，建设规模较多；电化学储能效率较高，但是电池储能寿命有限、存在安全性问题。而压缩空气储能技术和抽水储能一样，可以大规模应用，装机规模可达几百甚至上千MW。空气压缩技术发展缓慢原因在于：
（1）效率低于抽水储能，经济性弱于抽水储能。抽水储能效率可达75%+，而抽水储能约60%，因为设备在压缩过程中，需要将压缩热取出，发电时再进行利用，期间会产生热损失；
（2）成本较高，尚未形成规模化效应。目前建设成本约7000~8000元/kW，单位kW成本高于抽水储能和电化学储能，单位kWh成本与电化学储能相当。
Q：锂电池自放电率高于空气储能，空气储能储热以后能存储多长时间，损耗率多少？
A：可以存储较长时间。如果储热到300℃左右，每天温降约3℃。Q：压缩空气储能充放电深度时间达6-8h，单体容量接近1GW，那么度电成本多少？单kWh成本多少？
A：度电成本0.24~0.25元；1500~1700元/kWh。Q：电化学储能2000+元/kW，度电成本0.3~0.4元，经济性低于空气压缩，而且空气压缩存储时间长，为什么压缩空气储能还未放量？
A：电化学储能有其自身优点：
（1）效率高；
（2）建设周期短，适合短期项目，而空气压缩储能项目建设周期2+年。
Q：假定两者寿命相同，盐穴和压力容器建设投资成本的比较如何？
A：在单位储气容器造价上，压力容器是盐穴储气造价的10倍以上，除储气式系统外其他成本类似。A：单位kW成本高于抽水储能和电化学储能，单位kWh成本与电化学储能相当，因为电化学储能一般1-2h，压缩空气储能一般5h，现在能源局发文要求空气储能要达到6h+。压缩空气储能中，储气方式不同，成本差异较大，一般7000-9000元/kW，电化学储能估计4500~5500元/kW。Q：产业链现状如何？目前好像只有金坛的一个示范工程，但是甘肃备案了很多项目（新闻写一半项目备案压缩空气）。
A：江苏金坛储能项目是2017年国家能源局立项的国家示范项目，立项初衷是为了带动压缩空气储能的发展，项目去年并网成功，今年5月投产，带来了示范效应。从业主来看，项目的业主主要是国有企业，比如各大发电集团，包括HN、GJDT、SX、DT，而GJDW目前还没有布置相关项目。从技术方和建设团队来看，主要包括本公司、ZCGN和ZGNJ。ZGNJ主推的是单机300MW，策划了5-6个项目，其他项目还在洽谈当中，目前开工项目有2个。ZCGN主要以技术方式和其他方合作，在河南、江苏、陕西等地有一些项目，肥城项目已经开工，目前开工项目有3-4个。本公司主要合作客户是GDT和SX，目前开工项目2个，规划中项目4-5个。整个产业链中，除了金坛项目已经运行，其他项目都刚刚开工或处于规划阶段，预计两年以后才会出现第二个并网运行的电站，越来越多电站陆陆续续投入商业运行，届时才能看出压缩空气储能市场发展规模情况。Q：公司和ZCGN、ZGNJ扮演的是系统集成商的角色吗？
A：是的。但是各个技术团队合作方式有所不同，ZGNJ有设计院、配备的生产商等，可以做到自己完成一个项目建设，而公司和ZCGN主要提供技术支持，而EPC等还需要业主向其他公司进行招标。Q：znj能提供整套项目建设，而公司和zcgn提供技术支持，业主可能会更倾向于znj的整套服务，不同的方式有何差别？
A：znj目前的所有项目都是自己投资、自己做业主的。Q：目前电化学储能有共享储能商业模式，通过容量租赁和调控补偿获得投资回报，那么压缩空气储能的商业模式是什么？
A：目前只有金坛电站是商业建成的，山东是电力现货试点的省份，所以电力辅助服务和共享储能比较齐全，江苏不同于山东，目前申请的是两部制电价，国家发改委包括江苏发改委已经经过了几轮审定，但是定价政策尚未公布。znj和ZCGNZCGN在山东肥城策划的一些项目建成后，可以利用电力现货市场的政策，收益会高于两部制电价政策。A：两部制电价和抽水蓄能一样，电量平进平出，买电的钱和发电的钱是一样的，通过电量电价没有收益，仅通过容量补贴来获得电站收益。虽然目前有申报数额，但是国家发改委和能源局给的数值不是特别高，具体数据不方便透露，但是收益率低于抽水储能。因为国家发改委担心政策出来以后会导致市场无序发展，大规模进入空气储能市场造成市场混乱，所以希望在陆续项目投运以后慢慢完善定价政策，和抽水储能的定价政策一样，也是多年以后才完全落地。Q：听说国家发改委会给偏全国性的压缩空气储能容量电价支持政策，是否有这个情况？
A：8月中旬有一个征求意见稿。这个文件发给了各地省市发改委，国家电网，包括南方电网等，制定了两个：一个是基于盐穴储能，但是盐穴资源选址不具有普遍性；另一个是基于人工硐室，地下只要有岩层，就可以通过人工开凿做压缩空气储能项目。征求意见稿存在明显的倾向性，即人工硐室的容量电价标准较高，高于盐穴储能。A：不一定能形成最终文件，因为这个文件只是在很小范围内传播，么有形成广泛的征求意见，包括五大发电集团很多没有看到这个文件。发改委估计还要征求行业专家和发电公司的意见，但意见也未必能形成。Q：电站1GW约50-60亿造价，成本构成具体是什么样的？
A：因为规模不同，包括储气方式不同，成本差异很大，所以很难给出具体数值。电站设备投资约65%-70%，剩下的是土建安装和其他辅助工作。电站设备投资的65%-70%中：（1）压缩机的性能和质量对整个系统而言很重要，占整个系统约15%+；（2）储气，如果用盐穴这种成本较小的储气方式，成本约10%，如果是人工硐室，成本约20%；（3）其他包括换热器、透平和辅助系统等，约占15%，成本和传统火电差别不大，技术没有太大瓶颈，成本相对容易压缩。Q：按照总投资50亿来算，压缩机成本占比要达到约7.5亿？
A：实际成本可能高于7.5亿，因为主设备最核心的就是压缩机，它的复杂程度和技术的高精尖程度要超过所有其他设备总和。A：从国外供应商来看，包括曼透平、阿特拉斯、西门子、神钢等，他们的产品质量很好，但是国内一般不会使用，因为价格高+国家希望采用国产化设备。从国内供应商来看，能达到技术要求的只有3-4家，包括SEG、SAG和JTL公司（ZCGN的长期合作方），目前100MW-300MW的项目技术水平可以达到，但是随着项目规模扩大，他们的技术水平能否跟上还是未知的，此外还有一家无锡压缩机公司，和日本神钢合作，也可以做压缩机。A：SEG有两家公司生产压缩机，一家是透平公司，一家是齿轮公司，齿轮公司主要做多轴式的离心压缩机，透平公司主要做透平式压缩机，他们的压缩机水平很高，我国很多首台套的装备、大型化工设备的压缩机、CCUS的二氧化碳压缩机都是SEG做的首台套。他的缺点在于做完首台套后面的市场化能力不足，但是首台套水平很高。A：和SEG合作更多。此外，由于SAG项目比较多，所以和SAG接触也比较多。A：ZGNJ目前只有一个项目开工，还在招标，最终花落谁家还不确定。目前国内只要有项目，SAG和SEG都会激烈竞争。SEG更注重技术，SAG市场化能力更强，SEG技术能力强于SAG。A：加上示范试验项目，压缩空气储能落地的项目国内仅有5个，包括3个10MW，1个60MW和1个100MW，其中2个是SEG的，3个是JTL的（ZCGN的项目），SAG目前还没有。Q：假设空气压缩储能行业上量以后，三家竞争格局如何？
A：ZGNJ应该比较有优势，因为作为大的能源建设集团，拥有全产业链（包括设计院），我国的电力规划总院也划拨给了ZGNJ，相当于拥有了审核院。如果ZGNJ决定深耕这个行业，他们的资源、人力、资金优势很显著。公司和ZCGN是科研出身，在市场化的思维和布局上远不如ZGNJ。A：目前投产的项目加起来还不到200MW。规划虽然比较多，但是最终实际情况如何，还要等到明年年中，观察目前宣称开工的4-5各项目的实施情况，以及发电集团对空气压缩技术的落地程度如何。Q：风光大基地加上空气压缩储能成本会更高，为什么和风光大基地一起能算出经济效益？
A：因为国家有强制性储能要求，比如SX在库布齐的策划需要上2GW的储能，不会全部上电化学储能，还需要配备空气压缩储能。公司目前在给他们做规划，他们要求降成本，但是成本现阶段和未来很难有快速下降通道，比如光热多年来成本也没有快速下降，不像光伏有发展趋势。
Q：成本取决于产业化，量大了以后成本可能就会比较快的下降？
A：成本可能还是和技术本质有关。光热也发展了很多年，国家第一批就设立了20+示范项目，但成本也没有降下来。Q：和风电光伏搭配使用的时候，空气压缩储能的特性和其他形式储能有何区别？
A：空气压缩储能的响应速度远低于电化学储能，目前建成的金坛电站从接到指令到满负荷需要10min，虽然快于火电速度，但是没法满足一次调频要求。Q：全国盐穴压缩空气储能资源分布或者资源量有多少？
A：金坛项目结束以后，ZY专门成立了中盐盐穴综合利用股份有限公司，对全国盐穴情况进行了摸排，发现江苏金坛、江苏淮安、山东肥城、陕西榆林、河南叶县、湖北应城、四川等地盐穴资源比较丰富，如果全部利用，估计能达到的装机规模为90-100GW，每年新采的还能再增加5GW。Q：提高压缩空气储能容量的可变成本和固定成本情况？总量越来越大以后，单位kWh的成本是不是会越低？
A：是的。金坛项目发电项目5h，如果要提高到6-8h，需要增加的是储热介质费用和储存费用，单纯增加储能时长的费用相对较小。但是如果要增加规模，比如现在做的是60MW规模，大概在8000元/kW，如果做到100MW甚至300MW，成本会有一定下降，但不会下降很多。比如ZGNJ的300MW项目，单位造价大约6500元/kW。总的来说，从60MW到300MW，成本大概可以从8000元/kW降到6500元/kW。Q：一处盐穴资源发现之后，能提供的兆瓦时的量是否已经确定？
A：每一个盐穴资源能提供的装机规模非常大，金坛的盐穴规模是22.4万平方米，估算的装机规模可以超过200MW，但是国家能源局只批了60MW，利用的压力区间比较小（比如金坛储气到底14MPa，发完电还剩13.2MPa，而实际可以用到10MPa），导致目前的成本较高。金坛8000元/kW的造价应该算是成本最高的项目（排除未来材料大涨的情况），因为这个项目属于“大马拉小车”。A：JTL业务涉及压缩机透平和压力容器，技术来源是西安交大老师的技术转化，ZCGN的装备基本都是他们提供的。JTL可能不参与其他项目，和ZCGN深度捆绑或者签了排他性协议。A：ZCGN是国内最早做压缩空气储能的，大概做了12-14年，而公司目前是10年。陈海生老师在英国留学接触了空气压缩技术，回国以后作为中科院研究员成立了产业转化公司，目前做了三轮融资，如果要真正了解这个公司，需要实地看看他们是不是真的在做产业。Q：假设明年开工10GW的压缩空气储能，三家分别能有多少市占率？
A：ZGNJ60%+，他除了已经开工的几个项目，还专门设立了ZGNJ SK集团专门负责压缩空气储能，他们在频繁拜访各地拥有地下储气空间资源的政府部门，签订了很多意向性协议，他们覆盖面广，即使最后很多项目不能落地，但是落地项目中他们的占比会比较大。剩下两家各占约20%。A：以公司和SX、GDT合作为例，虽然他们有研究院，但没有能力做项目，只能寻求外部合作，SX不会和ZGNJ合作，所以只能找公司或者ZCGN，比如联合成立公司/技术支持/软课题，一般都是他们主动寻求合作。A：是的。湖北项目就是ZGNJ成立了一家公司来运行，占有65%股份，国网在当地的综合能源公司占35%。Q：ZGNJ认为会有一定的投资回报所以投资该项目，而不是只负责某一环节？
A：ZGNJ应该没有自己的电站，他在做项目的时候会和当地国网保持比较好的关系，后续并网可能更容易。A：电网更多，目前规划的项目主要在电网侧，因为相对来说更简单和稳定。目前新能源侧的，只有乌兰察布的10MW的项目，尚未建成。A：只能靠容量电价。目前市场的期望就是获得和抽水储能相似的容量电价，保持一定的收益。A：是的。目前很多项目都是和抽水储能对比，抽水储能一方面周期长，另一方面对地形条件有所要求。项目技术要因地制宜，在中国这个大储能市场中，没有一种储能技术能全面覆盖，所以需要不同的储能技术来因地制宜。A：有。SX主要做新能源项目，公司和S有一个在乌兰察布的10MW的项目正在建设中，预计明年4/5月能并网。Q：和新能源电站配套项目对选址有要求吗，是否一定在新能源电站附近？该项目测算成本多少？
A：目前基本在电站附近，所以储气方式主要为人工硐室。按照目前人工开挖成本，估计100MW的单位造价接近9000元/kW，人工开挖成本要远高于已经开采完的盐穴成本。A：实际不需要，电化学2h就能满足。但是国家对于大能源基地的要求很高，当国家发改委、能源局发现现有技术已经能达到5h，就会提出更高的6h要求。
