壓縮氣體儲能技術經濟特點和發展方向探析

吳全，孫春良，郭海濤，王秋麟，李育天，續元慶，徐奇，鄭堅欽

1.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；2.國家管網集團北京管道有限公司

0 引言

發展可再生能源是邁向碳中和、實現能源轉型和可持續發展的必由之路。近年來，中國積極推動可再生能源發展，風電、光伏裝機容量和發電量均急劇增加。2022年，中國可再生能源裝機容量突破12×108kW，其中風電裝機容量3.65×108kW，同比增長11.5%，光伏裝機容量3.93×108kW，同比增長28.6%，風電、光伏年發電量首次突破1×1012kW·h，同比增長21%，占全社會用電量的13.8%［1］。然而，這些可再生能源間歇性、隨機性的特性給高比例電網接入和消納帶來嚴峻挑戰，迫切需要一種低成本、高效率和可持續的儲能技術支撐未來的新型電力系統。

PHES（抽水蓄能）是一種效率較高且已被廣泛應用的儲能技術，但其建設運行受地形和水資源條件制約較大。電化學儲能有多種不同的類型，但受高成本和后期無害化處置等因素限制，還遠不能成為大規模長周期儲能的解決方案。綠氫儲能雖然具有大容量、長周期優勢，但考慮制氫效率在65%～90%范圍內，放電效率約50%～60%（聯合循環發電廠）［2］，其RTE（循環效率）僅約35%～55%，遠低于其他儲能方式，此外大規模氫氣儲存還帶來相關安全挑戰。PTES（熱泵儲能）是基于在充電模式下使用電力為熱泵供電，將電能轉換為熱能儲存，并在放電模式下再轉化為電能，雖然具有儲能容量大、無特定地理條件限制、可靈活實現多種能源品位冷熱電聯供等優勢，但目前技術還不成熟，遠未實現商業化，現有研究也主要聚焦于將熱儲能與壓縮空氣或CO2儲能系統相結合應用，以提高系統循環效率。

壓縮空氣儲能具有儲能容量大、建設周期短、運行壽命長、生態環境友好等突出優勢，是繼抽水蓄能之后又一種實現了商業應用的長時、大規模儲能技術，近年來在中國發展迅速。研究人員對傳統的補燃式壓縮空氣儲能系統作出改進，提出了A-CAES（絕熱壓縮空氣儲能）系統、LAES（液態空氣儲能）系統及S-CAES（超臨界壓縮空氣儲能）系統，提高了儲能密度和系統效率，并在一定程度上減少了地理條件的限制。2022年，全球首座100 MW級先進絕熱壓縮空氣儲能電站已在中國實現并網發電，系統效率達到70.2%［3］。300 MW 級絕熱壓縮空氣儲能系統進入試點建設。

與空氣相比，CO2更容易液化和達到超臨界狀態，超臨界CO2具有黏度低和密度高等良好的熱物理性質，具有更高的儲能潛力，因此近年來以CO2為工質的壓縮氣體儲能技術受到越來越多的關注。國內外學者提出了系統結構、參數、儲氣方式等方面差異顯著的多種CO2儲能技術路線［4-9］，展示出該儲能技術的多樣性和復雜性。2022年，意大利初創公司Energy Dome 在意大利撒丁島推出了全球首個CO2電池試點項目，儲能功率/儲能容量為2.5 MW/4 MW·h，并與意大利公用事業公司A2A 簽訂了一項合作協議，將建設一個20 MW/100 MW·h 的商業CO2儲能電站。同期，百穰新能源科技（深圳）有限公司（簡稱百穰公司）在四川德陽投資建設了中國首套CCES（壓縮二氧化碳儲能）系統驗證項目，該項目采用二氧化碳+飛輪儲能技術方案，儲能規模10 MW/20 MW·h?？傮w來看，目前壓縮CO2儲能尚處于科研示范向商業示范過渡的階段。

本文通過對以空氣和CO2為工質的壓縮氣體儲能的主要技術路線、系統結構、系統性能和技術經濟特點進行分析，在此基礎上探討壓縮氣體儲能發展趨勢，并對產業發展提出相關建議。

1 壓縮氣體儲能主要技術路線

壓縮氣體儲能屬于機械儲能的一種，其基本原理是：使用空氣或CO2作為循環工質，在儲能過程中，使用富余電力驅動壓縮機做功，產生的高壓工質被儲存起來；隨后在釋能過程中，儲存的高壓工質驅動膨脹機發電，完成系統循環。按照工作原理、儲存狀態、儲存環境不同，壓縮氣體儲能可劃分為多種技術路線。

1.1 按工作原理劃分

按工作原理主要可分為D-CAES（非絕熱壓縮空氣儲能）系統、A-CAES、I-CAES（等溫壓縮空氣儲能）系統等3 種基本類型。

D-CAES 也被稱為傳統壓縮空氣儲能，它在壓縮過程中通過級間冷卻降溫以提高壓縮效率，壓縮熱直接逸散到環境中，釋能過程依靠外部熱源或燃燒化石燃料加熱空氣。早期建設的德國290 MW Huntorf 電站和美國110 MW McIntosh 電站均采用此種技術路線，儲氣壓力約4.6～7.5 MPa，系統循環效率分別為42%和53%［10］。

A-CAES 通過儲熱裝置回收壓縮熱并儲存，在釋能過程中用于重復加熱空氣，使壓縮及膨脹過程近似于絕熱過程，不必燃燒化石燃料。普通絕熱壓縮空氣儲能在全部壓縮過程結束后儲熱，而先進壓縮空氣儲能則增加了多級換熱及儲熱，雖然系統復雜性和投資有所增加，但同時也降低了壓縮功耗。絕熱壓縮空氣儲能系統循環效率一般約為55%～75%。

I-CAES 是指通過一定措施（如液體活塞、噴淋、底部注氣等），通過比熱容大的液體（水或者油）提供近似恒定的溫度環境，增大氣液接觸面積和接觸時間，使空氣在壓縮和膨脹過程中無限接近于等溫過程，將熱損失降到最低。其理論循環效率較前兩種類型更高效，可達70%～95%，但在實踐中很難實現高效且具有成本效益的等溫過程，大型化發展的難度也很大，技術成熟度相對較低［11］。目前全球唯一兆瓦級等溫壓縮空氣儲能系統驗證項目由美國壓縮空氣儲能技術公司SustainX 設計，功率為1.5 MW，測試循環效率達到54%。

由于非絕熱壓縮空氣儲能系統效率低，并且依賴于外界熱源或化石燃料，等溫壓縮空氣儲能技術尚不成熟，而且該系統的低能量密度阻礙了其大規模應用。從目前國內外的研究和應用成果看，新型壓縮空氣儲能主要集中于絕熱技術路線，同理，壓縮CO2儲能也主要集中于絕熱技術路線。

1.2 按儲存狀態劃分

按儲存狀態劃分主要有氣態、液態、超臨界態等類型。采用液態、超臨界態存儲主要目的是提高儲能密度和降低對地理條件的依賴性，但代價是需要增加液化冷卻和氣化加熱環節，從而增加了系統的復雜性和額外的能量損耗。

壓縮空氣儲能密度一般為1～6 kW·h/m3，而液態空氣儲能密度一般可達20 kW·h/m3以上。國際上首個液態空氣儲能商業電站位于英國，由Highview Power 公司提供技術，規模為5 MW/15 MW·h。該公司擬在歐洲和澳大利亞建設更大規模的LAES 商業電站。中國國內首個液態空氣儲能試點項目為國家電網全球能源互聯網集團有限公司在江蘇同里建設的500 kW/0.5 MW·h 實驗樣機。中國綠發投資集團有限公司（簡稱中國綠發）在青海省正在開展60 MW/600 MW·h 液態空氣儲能工程示范項目建設?？傮w上液態或超臨界壓縮空氣儲能技術還處于科研示范向商業示范過渡階段。

雖然CO2相比空氣更容易液化和實現超臨界，但不同于做功后的空氣可直接向環境排放，CO2儲能系統需同時考慮高壓氣體儲存和低壓（釋能后）氣體儲存。高壓下很容易通過在環境溫度下直接冷卻將超臨界CO2變成液態，困難在于如何液化低壓CO2，壓力越低需要的液化溫度越低，對制冷系統或蓄冷裝置的要求就越高，但提高膨脹機出口壓力又將減小對外做功，不利于系統循環效率。此外，完全的超臨界CO2儲能因低壓端壓力也要高于臨界壓力，在保持一定膨脹比和輸出功情況下將導致高壓側壓力大大提升，一般需要達到20 MPa 以上，給CO2高壓儲罐制造帶來巨大挑戰。因此在CO2儲能系統設計中需要在儲能壓力和釋能后壓力的確定、低壓端氣態儲存和液態儲存方案的選擇上進行綜合權衡。目前國內外已建成的CO2儲能室驗項目低壓端儲氣均是采用的常壓氣態儲存方式?？紤]到未來向更大規模發展，液態或超臨界CO2儲能無疑將是重要的方向。

1.3 按儲氣方式劃分

根據儲氣方式，壓縮氣體儲能可以分為地面儲能、地下儲能和水下儲能3 種建設模式。地面儲能是以金屬材料壓力容器或其他材料儲氣倉作為儲氣裝置；地下儲能是以礦洞、鹽穴、含水層、枯竭油氣藏或人工硐室等作為儲氣裝置；水下儲能是以海底或湖底的人造球、儲氣罐等作為儲氣裝置。

儲氣方案的選擇取決于環境地理條件和技術經濟條件。目前，已投產和在建的壓縮空氣儲能項目大多采用鹽穴儲氣。鹽穴儲氣具有容量大、壓力高、安全可靠、經濟性好等優點，但受鹽穴資源條件制約。在“沙戈荒”地區，壓縮空氣儲能可能采用管線鋼管束或人工硐室儲氣，人工硐室單位造價相對管線鋼更低，目前中國規劃了多個人工硐室壓縮空氣儲能項目，其安全性和可靠性將進一步獲得工程驗證，技術成熟度有望得到快速提升。目前暫無利用含水層、枯竭油氣藏開展壓縮氣體儲能的成功應用案例，美國PG&E（太平洋天然氣和電力）公司擬在加州建設一座300 MW 的壓縮空氣儲能電站，對采用枯竭氣藏存儲高壓空氣進行了深入的可行性論證，該項目仍在等待FID（最終投資決策）。目前已建成的壓縮CO2儲能試驗項目規模較小，采用的是金屬儲罐和薄膜儲氣倉分別儲存高壓和低壓CO2。水下壓縮氣體儲能則還處于理論研究階段。

此外，提升膨脹機進口氣體溫度對膨脹機輸出功有著重要作用，耦合外部熱源補熱類壓縮氣體儲能系統可以利用外界熱源來提升空氣或CO2做功發電能力，提高系統效率?？衫玫臒嵩窗ㄌ柲?，地熱，工業企業如冶金、化工、水泥、玻璃等行業的余熱、廢熱，發電廠余熱等，也可利用生物質制取的沼氣、合成氣等的燃燒熱，因此該類壓縮氣體儲能系統有著廣泛的應用前景。而耦合熱泵系統的壓縮CO2儲能是利用熱泵來提升系統蓄熱溫度和膨脹機進口氣體溫度，也是目前研究的熱點方向之一。

2 壓縮氣體儲能技術性能分析

壓縮氣體儲能系統的技術性能度量指標包括循環效率、儲能密度、?效率、響應時間、循環壽命等，而其中循環效率和儲能密度是不同技術方案之間進行對比的最直接、最主要的兩項指標。表1列出了全球部分壓縮氣體儲能項目及其關鍵技術指標。

表1 全球部分壓縮氣體儲能項目概況

儲能系統的循環效率定義為輸出電能與輸入電能之比，在一些不嚴格的比較中通常忽略掉儲能和釋能過程中占比較小的輔助用電，而只計算壓縮機、透平膨脹機等主要設備用電。如果過程中加入大量外部熱源來加熱氣體或利用外部冷源來液化氣體，還需要扣除相關影響。儲能密度的定義為在單位空間或物質質量中儲存的可利用能量的量，壓縮氣體儲能密度一般用單位儲氣空間儲存的電能表示，對于絕熱型儲能，除了儲存空氣或CO2工質的容量之外，還應考慮儲熱（儲冷）設施容量，若儲熱（儲冷）容積占比較小，在粗略計算中也常常忽略。儲能密度主要受空氣或CO2儲存狀態和儲能壓力影響，本文不做展開討論。

循環效率的影響因素十分復雜，除前面已分析過的技術路線之外，一般還包括系統規模、系統參數及配置、儲熱介質、運行工況等。對于絕熱壓縮空氣儲能，從現有工程實踐來看，兆瓦級系統效率可達50% 以上，十兆瓦級的系統效率可達60%，百兆瓦級以上的系統設計效率可以達到70%，先進壓縮空氣儲能系統效率能夠逼近75%。由于CO2儲能還沒有規?；こ虘?，其效率分析都還處于理論研究中，綜合相關研究，其循環效率約為50%～70%。

從系統參數及配置上看，絕熱壓縮氣體儲能工藝系統主要包括壓縮系統、儲熱和換熱系統、膨脹發電系統、儲氣系統等四大子系統，液態氣體儲能則還有儲冷或制冷循環系統。理論上壓縮機、膨脹機、儲熱（儲冷）裝置和換熱器等關鍵設備效率越高、釋能過程對儲存能量（熱量、冷量及壓能）的利用效率越高，則系統循環效率越高，由于存在換熱端差以及不同環節流體力學和熱力學參數相互影響，一般需要采用專業軟件進行全流程數值模擬分析，通過能流分析進行系統優化。

在關鍵部件上，從已取得進展看，目前100 MW級大型空氣壓縮機效率已達87%以上，膨脹機效率達91%以上；CO2壓縮機和膨脹機效率相對更低一些。高溫蓄熱換熱器保溫8～16 h 蓄熱效率可達98%以上［3］。液態儲能系統中的蓄冷材料和裝置還沒有獲得工業驗證，根據相關學者研究，顯熱蓄冷技術相對潛熱蓄冷更成熟，但目前測試的蓄冷效率最高約96%，仍低于高溫蓄熱效率［17］。

在系統設計上，眾多學者基于多種儲能模型進行了系統分析和優化?？傮w來說，對于絕熱壓縮氣體儲能，一般儲能過程中產生的壓縮余熱量充足，在關鍵部件效率一定情況下，提升蓄熱溫度及膨脹機入口氣體溫度對提高系統效率影響最為顯著，因此關鍵在于提升余熱品質。

根據蓄熱溫度，將壓縮氣體儲能系統分為低溫（＞100～200 ℃）、中溫（＞200～400 ℃）和高溫（＞400 ℃）系統［18-19］。實現高溫儲能主要面臨兩個問題：一是高性能儲熱材料的開發及儲熱容器面臨的熱應力和機械應力挑戰，二是開發適應高溫環境的高效壓縮機的挑戰。德國ADELE 項目儲能方案中壓縮機組設計排氣溫度高達600 ℃，排氣壓力10 MPa，采用巖石或陶瓷磚作為儲熱介質，設計循環效率70%［14］。該項目因技術挑戰太大及經濟因素最終未能實施。在中溫段可以使用傳統的導熱油或熔融鹽作為傳熱流體，工藝相對簡單和成熟可靠，且依靠現有壓縮機技術進行改進適應難度不大，是目前發展的主流。

近年來，隨著高溫壓縮機技術及熔鹽儲熱技術的發展，壓縮機的壓縮熱已接近350 ℃，中能建數字科技集團有限公司開發了低熔點混合熔鹽儲熱+低壓水儲熱技術，在山東泰安、遼寧朝陽等多個項目中將得到應用［16］。在相同質量流量和進排氣壓比下，壓縮CO2排氣溫度相對壓縮空氣更低，使得CO2儲能的儲熱子系統相對更容易設計和操作，一般在中溫段儲熱即可達到較高的循環效率。Energy Dome 公司擬建的20 MW/100 MW·h 商業CO2儲能電站設計儲能壓力7 MPa，膨脹比約70，最高蓄熱溫度約450 ℃，采用不同儲熱材料分段組合儲熱技術，其概念設計系統循環效率理論上可達約77%［20］；百穰公司試點項目的設計儲能壓力和膨脹比與之基本接近，但蓄熱溫度較低，約在250 ℃，系統循環效率在60%以上。

對于液態空氣或CO2儲能，除了提升余熱品質外，還需要重點考慮冷能回收。與熱能回收不同的是，一般冷能品位相對固定，重點在于回收量（回收率），為彌補蓄冷系統冷量回收不足，有學者提出將液態空氣或CO2系統與LNG（液化天然氣）氣化流程相耦合，以利用外部冷能［21-22］。相關學者還研究了儲能壓力、壓縮級數、膨脹級數、等壓比或非等壓比設計、等膨脹比或非等膨脹比設計等對系統性能的影響，對于不同系統需要具體分析。

壓縮氣體儲能系統效率與運行工況存在耦合關系，當運行點偏離額定工況，系統效率降低。李廣闊等［23］研究了壓縮空氣儲能變工況特性，在運行功率下限，壓縮機單位功耗進氣量減少5%以上，透平發電單位空氣質量流量發電量降低20%以上，即系統效率僅為額定工況下系統效率的75%左右。孫曉霞等［24］研究了絕熱壓縮空氣儲能系統動態運行特性，結果表明，在釋能過程采取定壓和滑壓結合模式、擴大儲氣室壓力變化范圍可以提高系統效率和儲能密度。Huang 等［25］研究了壓縮CO2儲能系統的動態性能，發現動態模型與其等效穩態模型在系統性能上存在顯著差異，穩態模型的RTE 達到68.5%，遠高于相應的動態RTE 的55.3%，在不同操作模式下，動態RTE 在16.7%～56.7%的范圍內變化。

在空氣和CO2兩種介質儲能系統性能對比上，李陽海等［26］研究認為，對于高溫和中溫壓縮氣體儲能系統，使用空氣工質的系統循環效率更高，低溫系統反之。Matteo 等［27］、姬海民等［28］對液態空氣和液態CO2儲能系統熱力學性能進行了對比，研究表明，相比液態空氣儲能，液態CO2儲能效率高，而儲能密度則相反。在絕熱條件下，兩大儲能系統由于在充放電過程能量消耗大，電-電轉化效率均低于55%。需要指出的是，上述研究均是基于特定系統和特定邊界條件的對比，由于壓縮氣體儲能系統的復雜性，其熱力性能的規律還有待于更多的研究和工程驗證。

幾種典型壓縮氣體儲能系統技術性能和優缺點對比見表2。

表2 幾種典型壓縮氣體儲能系統技術性能和優缺點對比

3 壓縮氣體儲能技術經濟性分析

3.1 投資成本分析

目前已投運的10 MW/60 MW·h 級絕熱壓縮空氣儲能單位造價超過10 000 元/kW、1 700 元/（kW·h）；60 MW/300 MW·h 和100 MW/400 MW·h級絕熱壓縮空氣儲能單位造價超過8 000 元/kW、1 600 元/（kW·h）。新建的300 MW/1 500 MW·h 級鹽穴絕熱壓縮空氣儲能單位造價約為6 000 元/kW、1 200 元（kW·h），人工硐室絕熱壓縮空氣儲能單位造價約為8 000 元/kW、1 300 元/（kW·h）［29］。由此可見，隨著技術進步和大型化發展，壓縮空氣儲能單位造價水平已快速下降。隨著需求的擴大，關鍵設備進一步形成系列化，投資成本還可進一步下降，有望在不遠的將來實現5 000 元/kW、1 000 元/（kW·h）左右甚至更低的單位造價。

近年，百萬千萬級大型抽水蓄能電站單位造價約6 000～8 000 元/kW、600～1 200 元/（kW·h），與300 MW 級壓縮空氣儲能同等規模的中小型抽水蓄能電站造價約8 000～10 000 元/kW。綜合對比，壓縮空氣儲能競爭優勢將逐漸顯現。從系統設備成本構成來看，壓縮機和膨脹機各占比20%左右，蓄熱換熱裝置占15%～20%，儲氣系統占20%～30%，廠房土地占比約10%，其他占比約10%。儲氣系統投資水平與儲氣方式密切相關，根據國內相關項目資料，鹽穴儲氣造價較低，約100 元/（kW·h），條件較好的鹽穴造價可進一步降低；人工硐室造價約500 元/（kW·h）；管線鋼儲氣造價約1 500 元/（kW·h）。根據美國PG&E 項目資料，枯竭氣藏儲氣造價約400 元/（kW·h），包含地下儲庫及輸氣管道。

液態空氣儲能項目還處于起步階段，中國綠發青海60 MW/600 MW·h 液態空氣儲能示范項目單位投資約26 000 元/kW、2 600 元/（kW·h），英國Highview Power 公司的5 MW/15 MW·h 液態空氣儲能示范項目單位投資約14 000 元/kW、4 700 元/（kW·h），均遠高于鹽穴壓縮空氣儲能。

根據Energy Dome 公司資料，其20 MW/100 MW·h壓縮CO2儲能概念項目估算投資約2 370×104美元［20］，折合單位造價約8 295 元/kW、1 659 元/（kW·h），其中壓縮系統、膨脹發電系統、儲氣設施和儲熱換熱系統四大部件投資占比接近80%。國內10 MW/20 MW·h 壓縮CO2儲能驗證項目投資未見報道?？傮w來看，壓縮CO2儲能單位造價應介于液態空氣儲能和壓縮空氣儲能之間，隨著規模的擴大和關鍵設備造價的降低，投資還有一定下降空間。液態CO2儲能目前還未有實際案例，相比低壓端氣態儲存方案，減少了薄膜儲氣倉投資和占地，但增加了儲冷制冷設施投資，未來實際效果還需進一步驗證。

3.2 度電成本分析

LCOS（平準化儲能成本）是評價各類儲能項目經濟性的關鍵指標。美國國家可再生能源實驗室關于LCOE（平準化度電成本）的定義為發電項目在運營期內發生的所有成本與全部發電量的比值，全部成本包括初始投資、運維費用、大修或組件替換成本、期末殘余資產處置成本等。與LCOE 類似，LCOS 考慮了儲能系統的投資成本、運營和維護成本等，并將其按一定的折現率平均分攤到每單位存儲并釋放的能量上，得出存儲單位能量的平均折現成本，其實質反映了凈現值為零時全生命期內部平均電價，其計算公式如下［30］：

式中：P——平準化儲能成本，元/（kW·h）；Co,n——第n年的現金流出，元；An——第n年的上網放電電量，kW·h；Bn——第n年的其他來源收入（包括補貼收入，對于冷熱電聯供儲能項目還包括對外供熱、供冷等其他額外收入等），元；r——標準折現率或基準收益率，%；N——評價期限（含建設期），a。

以目前較為典型的3 種壓縮氣體儲能為例，與抽水蓄能進行全生命期度電成本計算對比。壓縮空氣儲能投資參考在建的中國能建應城項目，考慮運行工況折減，選取的計算效率略低于其設計效率。壓縮CO2儲能投資參考Energy Dome 公司數據，考慮采用中溫蓄熱系統，以及根據當前的CO2壓縮機和膨脹機效率，結合本文建模模擬，循環效率按65%計取。液態空氣儲能投資參考中國綠發在建的青海項目。抽水蓄能電站工程建設條件個體差異明顯，造價水平與工程建設條件和裝機規模密切相關，電站單位造價一般隨裝機規模增加而顯著降低。中小型電站投資參考近期簽約的湖南東安、湖北恩施等項目，按單位投資8 500 元/kW 計；大型電站單位投資按6 000 元/kW 計。

壓縮氣體儲能運行壽命按30 a、抽水蓄能按50 a考慮。等效充放電年循環次數按300 次計算。運維成本包括設備維護成本、管理成本及運營人員成本。不計其他來源收入。上述4 種儲能方式度電成本計算結果見表3。

表3 壓縮氣體儲能與抽水蓄能度電成本對比

由表3 可以看出，目前300 MW 級先進壓縮空氣儲能度電成本已能夠超越同規模抽水蓄能。而壓縮CO2儲能和液態空氣儲能項目在0.4 元/（kW·h）充電電價下，全生命期度電成本超過1.2元/（kW·h），目前國內大工業用電峰谷差價平均約0.78 元/（kW·h），可見在當前市場環境下難以獲得合理投資回報。即使在“沙戈荒”地區利用風光棄電，不考慮充電電價的情況下，全生命期度電成本也接近0.7 元/（kW·h）。

此外，從表3 也可看出，不考慮充電電價和考慮充電電價下，壓縮CO2儲能和液態空氣儲能項目度電成本相對抽水蓄能價差更大，主要原因是在不考慮充電電價的情況下，各儲能技術的度電成本與循環效率無關，只與初始投資成本和運維成本相關。這表明循環效率低的儲能技術需有較低的初始投資和運維成本才可以和效率高的儲能技術有相當的全生命期度電成本。因此，進一步降低投資、提升能效是壓縮CO2儲能和液態儲能技術實現商業化的關鍵。

壓縮氣體儲能電站的運營模式主要有3 種：一是可再生能源+儲能，風光儲一體模式，如張家口300 MW 風電和500 MW 光伏配套100 MW 壓縮空氣儲能項目；二是電網側儲能，類似抽水蓄能，響應電網調度；三是用戶側儲能。目前，中國還沒有出臺專門針對壓縮氣體儲能電站的電價支持政策。若能采用目前抽水蓄能的兩部制電價政策，將有助于項目效益提升和示范項目建設。

4 壓縮氣體儲能技術經濟發展趨勢

根據上述分析可以得出以下初步研判：

1）壓縮空氣儲能技術發展主流為先進絕熱壓縮空氣儲能，隨著其關鍵設備和系統集成技術日趨成熟，100 MW 級以上系統效率已逐漸逼近抽水蓄能，單位投資成本和全生命期度電成本已開始超越同規模抽水蓄能，經濟性已逐漸顯現。

2）未來先進絕熱壓縮空氣儲能有望進入快速發展通道，將進一步朝著規?；?、高能效方向發展。在系統集成上逐漸形成系列化產品，從而進一步降低單位投資水平。在儲氣設施上將進一步加大枯竭氣藏、含水層等地下大型儲氣資源的開發利用，以滿足不同地域、不同場景的需要。

3）10 MW 級壓縮CO2儲能將進入商業示范期，通過進一步系統優化和示范驗證，有望發展出相對定型的技術路線和產品系列，循環效率將快速提升至70%以上，與大型壓縮空氣儲能效率相當，同時投資成本得到大幅下降。

4）液態空氣儲能和液態CO2儲能可能朝著多樣化發展，與光熱、地熱、LNG 冷能、ORC（有機朗肯循環）等其他系統冷熱電耦合集成，最大化提升系統循環效率和能源利用綜合效率。

5）高溫空氣壓縮機和CO2壓縮機技術、高效蓄熱蓄冷和換熱技術將進一步發展。

6）為適應“沙戈荒”新能源大基地建設，需要進一步研究提升壓縮氣體儲能變工況設計技術，以匹配波動的可再生電力。

5 結束語

壓縮氣體儲能是一種規模大、效率較高、運行壽命長、環境友好的新型長時儲能方式，在中國具有良好的發展條件和廣闊的發展前景。目前壓縮空氣儲能技術發展的主流技術路線為先進絕熱壓縮空氣儲能，其技術已趨于成熟，正向商業化邁進，建議加強政策支撐，進一步完善產業配套，形成產業優勢。壓縮CO2儲能、液態空氣和液態CO2儲能技術還不完全成熟，投資成本和度電成本較高，但發展潛力較大，建議一方面加強產學研結合，盡快提升技術成熟度，另一方面加強政策扶持和引導，給予一定電價政策和并網政策，以促進示范項目建設。