【行业研究报告】公用事业-公用事业储能系列报告（一）：压缩空气储能-政策东风与规模效应共振，产业化拐点已现

投资要点：
新能源装机快速提升，压缩空气储能建设需求强烈。新能源装机规模快速提升，
风光发电对电网的影响逐步提升，长时大容量可在更长时间维度上调节新能源发
电波动，作用将逐步凸显。抽水蓄能与压缩空气储能均为长时大容量存储，但压
缩空气储能的建设周期一般为12-18个月，远低于抽水蓄能，且受地理位置影响
更小，未来国家推进压缩空气储能项目建设的需求强烈。
政策催化叠加规模化效应，压缩空气储能经济性有望提升。1）政策端：2022年
3月出台的《“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，政策推动下国内压缩空气储能项目进程加快，据不完全统
技术实现工程化应用，政策推动下国内压缩空气储能项目进程加快，据不完全统
计，截至2022年11月，备案、签约、在建、投运项目合计35个，其中公开规模
数据项目合计8.2GW，剔除掉已投运项目，备案项目规模远超已投运项目，产业
化的拐点已现。此外，随着电力市场改革的逐步深入，容量电价政策有望从抽水
蓄能向其他储能行业迁移，压缩空气储能作为可替代抽水蓄能的长时大容量储
能，有望率先获得容量电价政策激励。2）产业端：压缩空气储能机组容量随着
技术迭代正逐步扩大，2022年9月，河北张家口100MW项目顺利并网也标志着
国内百兆瓦级别项目顺利投产。参考国内已建设的示范项目，随着机组容量逐步
提升，规模化效应凸显，单千瓦投资成本逐步下降，系统效率逐步提升。3）经
济性：类比抽蓄容量电价政策，以10MW非补燃式压缩空气储能电站基本参数作
为参考进行项目经济性测算，预计项目内部收益率可达到10.02%。若我们考虑规
模化效应带来的系统效率提升、初始投资成本降低以及电力市场改革带来峰谷价
差进一步拉大，预计项目内部收益有望进一步提升。
行业具备广阔市场空间，核心设备企业有望率先受益。政策推进叠加规模项目，
国内压缩空气储能项目经济性有望逐步提升，多重因素影响下，预计我国压缩空
气储能装机将实现快速提升。观研天下预计，中性条件下，2025年我国压缩空气
储能装机规模较2022年将新增6.59GW，对应市场空间为371.80亿元。从产业
链来看，上游为资源与设备供应，包括空气压缩、膨胀机、换热设备、盐穴资源
四类；中游为开发建设，包括技术支持、设计开发、系统集成、建设运营；下游
为综合应用。我们预计随着产业化进程的加快，上游具备核心技术优势的设备厂
商与盐穴资源商将能率先受益。
投资建议：随着新能源装机逐步提升，风光发电的间接性对电网的影响逐步提
升，长时大容量储能迎来发展机遇，对比抽水蓄能，压缩空气储能建设周期短且
受地理位置影响较小，未来具备广阔成长空间。此外，随着电力市场体系改革深
化与产业链成本下降，装机规模有望快速提升，建议关注：具备300MW压缩空
气储能系统设计能力的【陕鼓动力】；国内发电设备领军者且具有膨胀机与换热设
备研发制造能力的【东方电气】；携手中储国能共同开发465MW压缩空气储能项
目的【苏盐井神】；同中国电力、清华大学合作打造湖南首个百兆瓦压缩空气储能
项目的【雪天盐业】；具备丰富盐穴资源并协同中能建开发山东泰安2×300MW
压缩空气储能项目的【鲁银投资】；具备换热器开发制造能力的【中泰股份】。
风险提示：政策推进不及预期、产业发展不及预期、新能源发展不及预期。
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