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国外盐穴压缩空气储能电站建设情况编辑 播报
德国、美国等率先开展了盐穴压缩空气储能的研究工作，并相继有两座大规模压缩空气储能电站投入了商业运行。第一座是1978 年投入运营的德国亨托夫（Huntorf）电站。第二座是于1991 年投入商业运行的美国Alabama 州的麦金托什（McIntosh）压缩空气储能电站。两座电站电站均以盐穴为地下储气设施。 [3]
亨托夫电站亨托夫电站于1978 年投入运营，是世界上第一座商业运营的压缩空气储能电站， 储气最高压力可达到7.2MPa， 两个储气腔体总容积31×104 m3，腔体工作压力范围为4.6～7.2 MPa[5,6]。电站早期运营时输出功率290MW， 此后于2006 年对发电机组进行升级改造，升级后的电站输出功率由290MW 升至321 MW。 [3]
麦金托什电站麦金托什电站于1991 年建成投产，整个项目从设计建造到建成投产共用5 年半时间。电站储气库选址位于阿拉巴马州麦金托什盐丘西南部。早期设计发电功率为50MW，但最终电站建成后，发电功率为110 MW，单个腔体储气容积为54×104 m3。 [3]
国内盐穴压缩空气储能电站建设情况编辑 播报
安徽芜湖压缩空气储能发电示范系统2011年清华大学卢强开始研究相关技术。2012 年7 月，国家电网公司设立重大科技专项，由清华大学牵头，联合中国电力科学研究院、中国科学院理化技术研究所开展大规模压缩空气储能发电系统关键技术研究，首期建设500kW 非补燃式压缩空气储能示范项目。2013年获得技术进展，并在安徽芜湖大学科技园设立卢强院士工作站，开始建立试验电站。2014 年11 月建成世界第一台500kW 非补燃CAES动态模拟系统（TICC-500），成功实现了百千瓦级的储能和发电，验证了技术方案可行性和高效性。 [4]
中盐金坛盐穴压缩空气储能国家级示范项目中盐金坛盐穴压缩空气储能国家级示范项目奠基仪式
2018年12月25日, 中盐金坛“盐穴压缩空气储能国家试验示范项目”开工奠基仪式在常州金坛区薛埠镇举行。 [5] 该示范项目由中盐集团公司与清华大学、中国华能集团共建。由江苏井井储能科技有限公司投资，清华大学提供非补燃压缩空气储能发电技术，江苏院负责设计。项目总投资15亿元人民币，其中一期投资5.34亿元，拟建设1套60MW盐穴非补燃压缩空气储能系统。二期规划建设150MW盐穴空气储能发电系统，同时可结合项目所在区域负荷发展及可再生能源开发情况，构建基于盐穴空气储能发电系统的微电网工程。工程共分4期完成200兆瓦盐穴储能中心建设，最终规模将达1000兆瓦以上。发电年利用小时数约为1660小时。电换电效率为60%。发电全过程无燃料消耗。系统所有技术和设备均实现完全国产化。 [6]
项目进程：
2017年2月28日项目论证通过。受国家能源局委托，中国电力规划设计总院在北京组织召开了“中盐金坛盐穴压缩空气智能电网储能系统国家示范项目技术方案”论证会。鉴于该项目所具有的良好示范意义和推广前景，专家组建议国家能源局尽快批准立项。国家能源局领导对该项目的技术方案给予充分肯定，表示将继续支持压缩空气储能技术的研发，加快推进盐穴压缩空气储能电站的示范工作。
2017年3月21日华能江苏分公司与中盐金坛盐化有限责任公司签订战略合作协议，双方将发挥各自人才、管理以及资源等方面的优势，合作投资建设1000兆瓦基于盐穴压缩空气智能电网储能系统项目，并开展购售电相关业务。
2017年5月27日国家能源局复函江苏省发改委(国能函电力〔2017〕17号)，为落实电力发展“十三五”规划，试验示范电力系统储能新技术，同意中盐金坛公司开展基于盐穴压缩空气智能电网储能系统相关工作，作为国家压缩空气储能试验示范。当月，中盐金坛公司成立卢强院士工作站，次月成立“清华大学—中盐金坛压缩空气储能技术联合研究中心”
2017年7月江苏院发电工程公司中标“中盐金坛盐化有限责任公司基于盐穴压缩空气智能电网储能系统项目”。
2017年底，组建了以清华大学梅生伟教授为项目首席科学家的技术专家团队，协力推进盐穴压缩空气储能国家示范项目。
2018年7月，常州科技厅公示的一批拟立项目，中盐金坛盐化有限责任公司承担的基于盐穴的绝热非补燃压缩空气储能关键技术研发项目获公示。
2018年10月取得当地政府建设许可，已注册成立项目公司。
2018年10月24日，“大规模非补燃压缩空气储能关键技术及应用”项目的技术鉴定会在京组织召开。鉴定委员会认为该项目在大规模非补燃压缩空气储能领域取得了多项创新性成果，达到国际领先水平。 [6]
2022年5月26日，空气储能国家试验示范项目、我国首个盐穴压缩空气储能电站在江苏金坛成功并网投运。这个电站还在世界上首次实现了压缩空气零碳发电。 [7]
山东肥城盐穴压缩空气储能电站2021年9月23日，国际首套10MW盐穴压缩空气储能国家示范电站在肥城成功并网发电；2022年7月，该电站又获批成为我国首座参与电力现货交易的压缩空气储能独立电站，入选“山东省能源领域新技术、新产品和新设备目录”和“2021年国家能源领域首套重大技术装备”。示范电站通过参与电网调峰、调频，大幅提升了供电质量和电网运行的安全可靠性，为促进地方经济社会发展发挥了积极作用。 [8]
在10MW示范项目的基础上，中科院工程热物理研究所完成了单套300MW压缩空气储能系统的整体设计，拥有了世界唯一的全领域自主知识产权，并即将在肥城开工建设国际首套300MW盐穴压缩空气储能电站项目，建设储能装备智能制造产业园，打造千兆瓦级盐穴储能基地，将为泰安打造中国“储能之都”奠定坚实产业基础。 [8]
湖南衡阳盐穴压缩空气储能创新示范项目2022年11月23日，衡阳市人民政府与中国电力、雪天盐业百兆瓦级盐穴压缩空气储能创新示范项目签约仪式在长沙举行。
衡阳压缩空气储能项目既是湖南首个压缩空气储能项目，也有望成为全国首个百兆瓦级盐穴压缩空气储能项目。该项目示范成功后，将带动后续盐穴压缩空气储能项目的开发，助力湘南新能源规模化开发和“宁电入湘”平稳运行。
$云南能投(SZ002053)$ 已经涨停宣告价值重估开始，$雪天盐业(SH600929)$ 已经因为一个公告开始走强，只有低调的$鲁信创投(SH600783)$ 下面不断摩擦！
5月，位于茅山脚下的金坛盐穴压缩空气储能电站正式投入运营，这是世界首个、全球最大的“非补燃”压缩空气储能电站。该电站由华能江苏公司承担项目建设、调试和运维，储能、发电能力60兆瓦，储能容量300兆瓦时，投运后将为江苏电网提供±60兆瓦调峰能力，每年增加调峰电量约1亿千瓦时。
电能有一个非常明显的特点，即无法被直接储存，也就是说，发出多少电，就要用掉多少电。华能江苏公司金陵电厂副总经理王开柱告诉记者，在碳中和的浪潮下，风电、光伏等新能源新型电力系统占比率日益提高，正逐渐成为电力系统的主体。但是，与传统化石能源相比，新能源“看天吃饭”的特性使得电网易出现较大峰谷差，比如光伏的午间发电功率极大但是入夜基本降至0，与实际用电需求很难匹配。这就给电力电量实时平衡、保障电力系统安全运行带来了新的课题。如何破题？迫切需要建设大规模储能发电设施。
无时不在的空气又如何成为充电宝呢？华能江苏公司金陵电厂储能项目部主任贾红金向记者描述了“空气充电宝”的工作过程——深夜时分，正是用电低谷，储能电站的空气压缩机便开始运行。此时，多余的电正通过外墙110千伏的线路连接至电站，随着空气进入多级压缩机，将空气压缩注入地下盐穴。当前气压已达到12-14兆帕，完成了电能到空气压力势能的转换。“如果把盐穴比作一个体积固定的超大号气球，那么储能的过程就是吹气球的过程。”而到了白天电力需求较大时，压缩空气又被释放出来，经储热装置中的热能加热后，成为了数百摄氏度的高温高压气，进入电站“发动机”驱动空气透平膨胀机冲转发电，完成了空气压力势能到电能的转换。通过这样的“充电”和“放电”过程，就实现了电能的“时移”和“削峰填谷”。
值得一提的是，在压缩机压缩空气过程中，会产生大量的热能，温度可达300℃。在国外的压缩空气储能电站，这些热能一般会被浪费掉，而我国采取的办法是通过热交换设备将热能储存在几个巨大的储热装置中，实现能量的存储转化。“多了热交换，少了燃气加热，一进一出后，金坛压缩空气储能项目工程的电能转换效率提升至60%以上，并且全过程无燃烧、无排放。”华能金陵电厂储能项目部副主任林迎虎介绍。由于压缩空气的储能方式不受时间、地理等条件的限制，因而具有容量大、周期长、单位投资小等优点，被认为是最具有广阔发展前景的大规模储能技术之一。
据了解，金坛盐穴压缩空气储能电站每天可以为江苏电网提供60兆瓦/480兆瓦时的低谷电调节容量和60兆瓦/300兆瓦时的峰电调节容量。也就是说，一个储能周期发电量可满足60000户家庭一天的用电量。庞里波表示，今年迎峰度夏期间，截至8月15日，金坛盐穴压缩空气储能电站累计完成了储能23次，发电22次，累计储能用电820万度、释能发电450万度，有力支撑了江苏电网安全稳定运行。
未来最具前景的大规模储能技术
大规模储能技术是实现电网削峰填谷、解决风光等波动性可再生能源消纳问题的有效手段之一。目前较为成熟的大规模储能技术主要有抽水蓄能、蓄电池储能以及压缩空气储能3种。
抽水蓄能技术成熟、效率较高、成本较低，然而其建设受到严格的地理生态条件限制，不仅需要丰富的水资源，还需具备可以建设上库下库的地理地质条件，推广应用存在一定局限性。蓄电池储能具有响应迅速、转换效率高等优点，但是受制于造价、寿命以及环保等问题，其大规模的应用受到一定的限制。
与上述2种储能技术相比，压缩空气储能对地理条件要求较低，成本也与抽水蓄能相似，并且储能容量大，技术可靠，运行寿命长，是目前大规模储能领域极具潜力的发展方向之一。
盐穴压缩空气储能利用弃风、弃光或电网负荷低谷时的弃能压缩空气，将其高压密封在地下盐穴中，在用电高峰时再释放压缩空气推动空气透平发电，从而大幅改善发电用电的时空结构，助力电网削峰填谷、促进新能源高效消纳。
采用地下盐穴作为压缩空气储能系统的储气库具备建设成本低、占地面积小、密封性好、储气压力高、安全稳定。目前，全球盐穴压缩空气储能电站研究已有40多年历史，德国和美国的2座大规模盐穴压缩空气储能电站已经投入商业运行。
国内方面，我国已有2座盐穴压缩空气储能电站分别于2021年9月和2022年5月成功并网发电，分别是山东肥城10MW 示范电站和中盐金坛60MW/300 MWh 国家试验示范项目，运行效率达到60%以上。后续河南平顶山市叶县200MW盐穴先进压缩空气储能电站和江苏淮安465MW/2600 MWh（一期单机115MW，二期单机350MW）盐穴压缩空气储能项目有望陆续投产。
不考虑运行效率，金坛盐穴压缩空气储能国家示范电站一期的储能容量300MWh，理论上在一个运行周期内可以存储30万度的电能，预计年发电量约1亿kWh，投资额约5亿元。
据中能电研，目前从已建成和在建的压缩空气储能项目来看，兆瓦级的系统效率可达52.1%，10兆瓦的可达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。系统规模增加后，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达30%左右。
机构认为，盐穴储能项目向经济化发展，有望利好具备盐穴的纯碱公司，加以利用后将打造新的利润增长点。
新型储能建设周期短，选址简单灵活，调节能力强
“新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。”国家能源局有关负责人介绍。
看建设周期，抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年。
看选址和应用场景，“抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。”国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌介绍。
再看调节能力，新型电化学储能的反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应。
国家能源局有关负责人介绍，“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。
以电化学储能技术为例，近年来，电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标得到大幅提升，应用成本快速下降。“近5年，锂电池能量密度提高了1倍以上、循环寿命提高了2至3倍、应用成本下降超过60%。”黄碧斌举例。
未来，新型储能的发展空间广阔。中科院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀说，尽管我国的储能装机规模世界第一，但储能与风电光伏新能源装机规模的比例（简称“储新比”）不到7%；相对而言，其他国家和地区的平均储新比已达15.8%。随着新能源发电规模的快速增加，我国储新比还有很大的增长空间。
鼓励不同技术路线，“高安全、低成本、可持续”是共同目标
《实施方案》提出“市场主导、有序发展”的基本原则，明确新型储能独立市场地位，并提出充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。“过去，新型储能更多是作为火电厂的辅助参与调频，明确独立市场地位后，未来结合电价政策的出台，新型储能可以独立参与并网调度、交易结算等，有利于加快新型储能的市场化步伐。”陈永翀说。
新型储能优势颇多、迎来发展机遇，但在业内看来，未来规模化、产业化、市场化发展，至少有安全和成本“两道坎”要跨过。
安全是新型储能发展的底线。“目前锂电储能系统还没有达到本质安全的目标，管控不当的话有燃烧爆炸风险。”陈永翀认为，未来需要发展本质安全技术，即在电池热失控之前就要做到内部安全可控，不能依赖热失控后的外部消防措施。黄碧斌认为，新型储能模块、电池柜等方面的安全标准、安全风险评估流程尚需完善和规范。
对此，《实施方案》提出，加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。
成本方面，以目前占据主流的电化学储能为例，黄碧斌介绍，按照现在普遍的成本计算，即使日均两充两放，全寿命周期单次充放度电成本超过0.5元/千瓦时。不仅如此，加大安全投入也会增加储能项目成本。他建议，面向电力系统应用场景需求，加快推动长寿命、低成本、高安全、高效率的先进电化学储能材料，以及大容量、长时间的新型储能技术研发。
同时，还要加快建立新型储能价格等成本疏导机制。“当前有关部门已出台加快推动新型储能发展的指导意见、‘十四五’实施方案等，鼓励储能项目通过电力市场疏导成本、获取收益。但目前参与市场的准入条件、交易机制等细则尚未明确，各侧储能缺乏成熟的商业模式，企业安装储能的积极性并不高。”黄碧斌建议，进一步细化电网侧独立储能参与市场机制，完善电网侧替代性储能价格疏导机制，完善峰谷电价、尖峰电价政策，优化峰谷电价价差，为用户侧储能发展创造空间。
除了安全和成本问题，陈永翀认为，当前新型储能发展还面临一些问题，例如一些地方要求新能源强制配套储能，但新能源配储比例不科学；新型储能调用少、利用率低，需要进一步明确新型储能系统的并网接入和调度标准等。
新型储能的技术路线呈现多元化，国家能源局有关负责人介绍，《实施方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划，提出研发储备技术方向，鼓励不同技术路线“百花齐放”，同时兼顾创新资源的优化配置，“此外，还要坚持示范先行的原则，积极开展技术创新、健全市场体系和政策机制方面的试点示范，通过示范应用带动技术进步和产业升级。”
“目前建设的新型储能项目80%以上都是锂离子电池，占比最高；其他类型，例如液流电池、铅酸电池、储热蓄冷等占比较小。锂电储能综合性能较好，但仍需进一步解决安全问题和资源回收问题；液流电池安全，也方便回收再生，但系统成本较高。”陈永翀认为，储能应用场景很丰富，每种场景的性能要求各不相同，有的对功率要求高、有的对容量需求大，储能技术各有特点，未来多种储能路线将并行发展。
“尽管如此，‘高安全、低成本、可持续’是所有储能技术发展的共同目标。要加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系。”陈永翀说。
文章来源：交汇点新闻客户端，人民日报，九方金融研究所
在此背景下，包括鲁银投资、苏盐井神、云南能投等盐业上市公司在积极布局或关注盐穴储气项目
盐穴储能，未来最具前景的大规模储能技术？！
大规模储能技术是实现电网削峰填谷、解决风光等波动性可再生能源消纳问题的有效手段之一。目前较为成熟的大规模储能技术主要有抽水蓄能、蓄电池储能以及压缩空气储能3种。
抽水蓄能技术成熟、效率较高、成本较低，然而其建设受到严格的地理生态条件限制，不仅需要丰富的水资源，还需具备可以建设上库下库的地理地质条件，推广应用存在一定局限性。蓄电池储能具有响应迅速、转换效率高等优点，但是受制于造价、寿命以及环保等问题，其大规模的应用受到一定的限制。
与上述2种储能技术相比，压缩空气储能对地理条件要求较低，成本也与抽水蓄能相似，并且储能容量大，技术可靠，运行寿命长，是目前大规模储能领域极具潜力的发展方向之一。
盐穴压缩空气储能利用弃风、弃光或电网负荷低谷时的弃能压缩空气，将其高压密封在地下盐穴中，在用电高峰时再释放压缩空气推动空气透平发电，从而大幅改善发电用电的时空结构，助力电网削峰填谷、促进新能源高效消纳。
采用地下盐穴作为压缩空气储能系统的储气库具备建设成本低、占地面积小、密封性好、储气压力高、安全稳定。目前，全球盐穴压缩空气储能电站研究已有40多年历史，德国和美国的2座大规模盐穴压缩空气储能电站已经投入商业运行。
国内方面，我国已有2座盐穴压缩空气储能电站分别于2021年9月和2022年5月成功并网发电，分别是山东肥城10MW 示范电站和中盐金坛60MW/300 MWh 国家试验示范项目，运行效率达到60%以上。后续河南平顶山市叶县200MW盐穴先进压缩空气储能电站和江苏淮安465MW/2600 MWh（一期单机115MW，二期单机350MW）盐穴压缩空气储能项目有望陆续投产。
不考虑运行效率，金坛盐穴压缩空气储能国家示范电站一期的储能容量300MWh，理论上在一个运行周期内可以存储30万度的电能，预计年发电量约1亿kWh，投资额约5亿元。
据中能电研，目前从已建成和在建的压缩空气储能项目来看，兆瓦级的系统效率可达52.1%，10兆瓦的可达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。系统规模增加后，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达30%左右。
机构认为，盐穴储能项目向经济化发展，有望利好具备盐穴的纯碱公司，加以利用后将打造新的利润增长点。
国内上市公司中，中盐化工是中国盐业集团有限公司二级企业，拟以28亿元收购发投碱业100%股权，发投碱业拥有柯柯盐湖东部盐矿采矿权，矿区面积18.8214平方公里。另外，雪天盐业拥有的盐矿资源储量丰富且品质优良，盐矿品位高，易开采。所属湘衡盐化、湘澧盐化、九二盐业、永大食盐和湘渝盐化等五个重要生产企业采矿权可采面积共计15.84平方公里，氯化钠储量13.15亿吨。
$鲁银投资(SH600784)$ 极大可能要宣布储能项目了！$宁德时代(SZ300750)$ $江特电机(SZ002176)$