压缩空气储能（Compressed-Air Energy Storage, CAES）以空气为介质，通过在用电低谷期压缩空气，储存热量，进而在用电高峰期加热高压空气，驱动机组产生电能。可与电化学储能、飞轮储能等功率型储能技术相耦合构成混合储能系统，满足新能源发电对快速调频和大规模高效消纳需求，是目前最为成熟、最具发展前景、可与抽水蓄能相类比的大规模长时储能技术路线，为构建新型电力系统、推动能源结构转型升级、实现“双碳”目标提供有力支撑。
一、基本情况
压缩空气储能主要包含能量输入、能量解耦、能量耦合和能量输出4个过程，分为传统压缩空气储能和新型压缩空气储能（包括绝热压缩空气储能、蓄热式压缩空气储能、等温压缩空气储能、液态压缩空气储能、超临界压缩空气储能等）两大技术路线，拥有大容量、长寿命、深调峰、环保性好、建设周期短等优势。
压缩空气储能产业链长、覆盖广，上游产业为设备制造和储气库，中游为技术提供及工程建设方，下游为投资运营商（业主单位），目前在研发和制造等核心环节无卡点，基本实现全环节国产化。
数据来源：根据公开资料整理，优发国际绘制
图1 我国压缩空气储能产业链概况
二、发展现状
近年来，压缩空气储能技术在全球快速发展，我国压缩空气储能也不断在大容量、高参数、规模化方向上实现突破性进展，主要具备以下四个特征。
1、市场规模快速发展。《2024中国压缩空气储能产业发展白皮书》显示，2023年全球压缩空气储能累计装机约为2527.3MW，国外已建成的压缩空气储能项目共16个，累计装机容量2344.8MW；国内7个示范项目已建成并网，累计装机规模182.5MW，占比约7%。国内已签约或开工建设的压缩空气储能项目25个，累计储能装机规模达到8797MW，是目前全球装机规模的3.5倍，预计2027年中国投运的压缩空气储能累计装机容量将达到5.8GW/23.2GWh。
2、政策引导效应突出。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出“百兆瓦级压缩空气储能关键技术”是核心技术装备攻关重点方向之一，创新技术试点示范“百兆瓦级先进压缩空气储能系统应用”，今年国家能源局正式发布的56个新型储能试点示范项目名单中压缩空气储能占12个。《国家发展改革委国家能源局关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》等多项政策文件均提出科学推进压缩空气储能等新型储能建设，是夯实电力系统稳定基础的重要一环。山西、宁夏、山东、吉林、青海等接连出台相关支持政策，鼓励压缩空气储能等新型储能发展。
3、技术研发和标准建设加快突破。技术创新方面，中国科学院工程热物理研究所不断实现压缩机、膨胀机、换热器等关键技术突破；清华四川能源互联网研究院着力于压缩空气储能系统流程等，突破宽工况高效灵活运行技术瓶颈；青海省压缩空气储能重点实验室围绕新型压缩空气储能发电系统关键技术、压缩空气储能与新能源发电协同优化技术开展科研攻关。平台建设方面，中国能建数科集团与西安交通大学创建国家储能技术产教融合创新平台，聚焦压缩空气储能技术开展攻关；青海大学与三峡集团共建中国三峡－青海大学压缩空气储能联合实验室，打造多场景、全工况的新型压缩空气储能实验平台。标准建设方面，《压缩空气储能电站运行维护规程》《电力储能用压缩空气储能系统技术要求》两个国标将于2024年10月1日实施，《压缩空气储能电站接入电网技术规定》国标已获批立项，《压缩空气储能电站设计规范》《压缩空气储能电站可行性研究报告编制规程》《压缩空气储能电站初步设计报告编制规程》等3项行业标准已完成征求意见稿。
4、重大示范项目加快落地。2021年，由中国科学院工程热物理研究所提供技术支持的国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北省张家口顺利并网，首次采用人工硐室（即人工开发的地下储气洞穴），实现技术路线首创。2024年4月，具有完全自主知识产权的山东肥城国际首套300MW/1800MWh先进压缩空气储能国家示范电站首次并网，成功发电，每年能为100万居民提供约6亿度高质量电能。2024年6月，中国能建在山东省规划布局建设3060MW储能基地，发布《世界首台（套）中国能建660MW压缩空气储能系统解决方案》，赋能“西电东送”新图景。项目建成后将成为世界最大规模盐矿定制造腔储能基地和世界首台（套）单机功率600MW级压气储能电站，也是国内首个受端大规模绿电消纳枢纽工程，并首创“盐电联营+采储一体”集群式开发模式。
三、面临挑战
我国的压缩空气储能研究和项目建设世界领先，但仍面临三个方面的问题和挑战：
一是选址受限、储能效率偏低。目前已经投产和在建的压缩空气储能电站大多仍采用盐穴储能，要求地形具备一定高差，多适宜山地、丘陵和台地等，同时要求气象条件相对稳定且气温波动较大，加之会产生噪音、震动等环境影响，所以选址要求较高。传统压缩空气储能系统循环效率约为42%-53%，等温压缩空气储能技术不够成熟，实际值约为54%，已运行的试验电站和商业电站多集中于绝热压缩空气储能，兆瓦级至百兆瓦级别以上压缩空气储能系统设计效率一般约为55%-75%，总体来看，与抽水蓄能实际运行可达82％左右的效率相比仍有一定差距。
二是项目建设成本偏高。压缩机、透平膨胀机、换热设备等核心装备对项目建设经济性影响较大（约占总成本的55%），电站设备参数显著差异化、核心装备定制化生产等综合因素导致成本过高。压缩空气储能单位造价的成本为6000-9000元/kW，目前盐穴项目单位造价已降至5500-6500元/kW，而锂电池的造价为1210-2800元/kWh，存在较大的成本差异。
三是稳定性和安全性仍待提高。压气储能系统运行时，频繁充气、放气过程影响地下盐穴、人工硐室等储能库结构层的受力情况，导致地层稳定性发生改变，若储气库出现泄漏或者其他问题，会有引发爆炸或者其他安全事故的风险。
四、前景展望
目前我国压缩空气储能技术已基本成熟，未来重点是在电力系统、交通运输、建筑能源管理等领域大规模市场应用及推广，压缩空气储能系统的规模越大，效率越高，成本越低，百兆瓦级以及更大规模的系统更为市场所青睐。同时，压缩空气储能与其他新型储能技术相结合的综合型储能电站也是一种趋势，可实现对新能源的高效利用和储存，提高可持续性。在技术创新、市场推广和政策支持等多方面的努力下，压缩空气储能行业发展将进入快车道。
参考文献：
[1] 刘笑驰,梅生伟,丁若晨等.压缩空气储能工程现状、发展趋势及应用展望[J].电力自动化设备,2023,43(10).
[2] 张玮灵,古含,章超,葛昂,应元旭.压缩空气储能技术经济特点及发展趋势[J].储能科学与技术,2023(04).
作 者
姜 月，长期关注研究新能源产业领域
黄晓洁，长期关注研究新能源产业领域
