壓縮空氣儲能（Compressed-Air Energy Storage, CAES）以空氣為介質，通過在用電低谷期壓縮空氣，儲存熱量，進而在用電高峰期加熱高壓空氣，驅動機組產生電能。可與電化學儲能、飛輪儲能等功率型儲能技術相耦合構成混合儲能系統，滿足新能源發電對快速調頻和大規模高效消納需求，是目前最為成熟、最具發展前景、可與抽水蓄能相類比的大規模長時儲能技術路線，為構建新型電力系統、推動能源結構轉型升級、實現“雙碳”目標提供有力支撐。
一、基本情況
壓縮空氣儲能主要包含能量輸入、能量解耦、能量耦合和能量輸出4個過程，分為傳統壓縮空氣儲能和新型壓縮空氣儲能（包括絕熱壓縮空氣儲能、蓄熱式壓縮空氣儲能、等溫壓縮空氣儲能、液態壓縮空氣儲能、超臨界壓縮空氣儲能等）兩大技術路線，擁有大容量、長壽命、深調峰、環保性好、建設周期短等優勢。
壓縮空氣儲能產業鏈長、覆蓋廣，上游產業為設備制造和儲氣庫，中游為技術提供及工程建設方，下游為投資運營商（業主單位），目前在研發和制造等核心環節無卡點，基本實現全環節國產化。
數據來源：根據公開資料整理，北國咨繪制
圖1 我國壓縮空氣儲能產業鏈概況
二、發展現狀
近年來，壓縮空氣儲能技術在全球快速發展，我國壓縮空氣儲能也不斷在大容量、高參數、規模化方向上實現突破性進展，主要具備以下四個特征。
1、市場規模快速發展。《2024中國壓縮空氣儲能產業發展白皮書》顯示，2023年全球壓縮空氣儲能累計裝機約為2527.3MW，國外已建成的壓縮空氣儲能項目共16個，累計裝機容量2344.8MW；國內7個示范項目已建成并網，累計裝機規模182.5MW，占比約7%。國內已簽約或開工建設的壓縮空氣儲能項目25個，累計儲能裝機規模達到8797MW，是目前全球裝機規模的3.5倍，預計2027年中國投運的壓縮空氣儲能累計裝機容量將達到5.8GW/23.2GWh。
2、政策引導效應突出。《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出“百兆瓦級壓縮空氣儲能關鍵技術”是核心技術裝備攻關重點方向之一，創新技術試點示范“百兆瓦級先進壓縮空氣儲能系統應用”，今年國家能源局正式發布的56個新型儲能試點示范項目名單中壓縮空氣儲能占12個。《國家發展改革委國家能源局關于加強新形勢下電力系統穩定工作的指導意見》等多項政策文件均提出科學推進壓縮空氣儲能等新型儲能建設，是夯實電力系統穩定基礎的重要一環。山西、寧夏、山東、吉林、青海等接連出臺相關支持政策，鼓勵壓縮空氣儲能等新型儲能發展。
3、技術研發和標準建設加快突破。技術創新方面，中國科學院工程熱物理研究所不斷實現壓縮機、膨脹機、換熱器等關鍵技術突破；清華四川能源互聯網研究院著力于壓縮空氣儲能系統流程等，突破寬工況高效靈活運行技術瓶頸；青海省壓縮空氣儲能重點實驗室圍繞新型壓縮空氣儲能發電系統關鍵技術、壓縮空氣儲能與新能源發電協同優化技術開展科研攻關。平臺建設方面，中國能建數科集團與西安交通大學創建國家儲能技術產教融合創新平臺，聚焦壓縮空氣儲能技術開展攻關；青海大學與三峽集團共建中國三峽－青海大學壓縮空氣儲能聯合實驗室，打造多場景、全工況的新型壓縮空氣儲能實驗平臺。標準建設方面，《壓縮空氣儲能電站運行維護規程》《電力儲能用壓縮空氣儲能系統技術要求》兩個國標將于2024年10月1日實施，《壓縮空氣儲能電站接入電網技術規定》國標已獲批立項，《壓縮空氣儲能電站設計規范》《壓縮空氣儲能電站可行性研究報告編制規程》《壓縮空氣儲能電站初步設計報告編制規程》等3項行業標準已完成征求意見稿。
4、重大示范項目加快落地。2021年，由中國科學院工程熱物理研究所提供技術支持的國際首套百兆瓦先進壓縮空氣儲能國家示范項目在河北省張家口順利并網，首次采用人工硐室（即人工開發的地下儲氣洞穴），實現技術路線首創。2024年4月，具有完全自主知識產權的山東肥城國際首套300MW/1800MWh先進壓縮空氣儲能國家示范電站首次并網，成功發電，每年能為100萬居民提供約6億度高質量電能。2024年6月，中國能建在山東省規劃布局建設3060MW儲能基地，發布《世界首臺（套）中國能建660MW壓縮空氣儲能系統解決方案》，賦能“西電東送”新圖景。項目建成后將成為世界最大規模鹽礦定制造腔儲能基地和世界首臺（套）單機功率600MW級壓氣儲能電站，也是國內首個受端大規模綠電消納樞紐工程，并首創“鹽電聯營+采儲一體”集群式開發模式。
三、面臨挑戰
我國的壓縮空氣儲能研究和項目建設世界領先，但仍面臨三個方面的問題和挑戰：
一是選址受限、儲能效率偏低。目前已經投產和在建的壓縮空氣儲能電站大多仍采用鹽穴儲能，要求地形具備一定高差，多適宜山地、丘陵和臺地等，同時要求氣象條件相對穩定且氣溫波動較大，加之會產生噪音、震動等環境影響，所以選址要求較高。傳統壓縮空氣儲能系統循環效率約為42%-53%，等溫壓縮空氣儲能技術不夠成熟，實際值約為54%，已運行的試驗電站和商業電站多集中于絕熱壓縮空氣儲能，兆瓦級至百兆瓦級別以上壓縮空氣儲能系統設計效率一般約為55%-75%，總體來看，與抽水蓄能實際運行可達82％左右的效率相比仍有一定差距。
二是項目建設成本偏高。壓縮機、透平膨脹機、換熱設備等核心裝備對項目建設經濟性影響較大（約占總成本的55%），電站設備參數顯著差異化、核心裝備定制化生產等綜合因素導致成本過高。壓縮空氣儲能單位造價的成本為6000-9000元/kW，目前鹽穴項目單位造價已降至5500-6500元/kW，而鋰電池的造價為1210-2800元/kWh，存在較大的成本差異。
三是穩定性和安全性仍待提高。壓氣儲能系統運行時，頻繁充氣、放氣過程影響地下鹽穴、人工硐室等儲能庫結構層的受力情況，導致地層穩定性發生改變，若儲氣庫出現泄漏或者其他問題，會有引發爆炸或者其他安全事故的風險。
四、前景展望
目前我國壓縮空氣儲能技術已基本成熟，未來重點是在電力系統、交通運輸、建筑能源管理等領域大規模市場應用及推廣，壓縮空氣儲能系統的規模越大，效率越高，成本越低，百兆瓦級以及更大規模的系統更為市場所青睞。同時，壓縮空氣儲能與其他新型儲能技術相結合的綜合型儲能電站也是一種趨勢，可實現對新能源的高效利用和儲存，提高可持續性。在技術創新、市場推廣和政策支持等多方面的努力下，壓縮空氣儲能行業發展將進入快車道。
參考文獻：
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[2] 張瑋靈,古含,章超,葛昂,應元旭.壓縮空氣儲能技術經濟特點及發展趨勢[J].儲能科學與技術,2023(04).
作 者
姜 月，長期關注研究新能源產業領域
黃曉潔，長期關注研究新能源產業領域
