压缩空气储能工程现状、发展趋势及应用展望

刘笑驰，梅生伟，，丁若晨，钟声远，张险峰，谢宁宁，常 勇，张 通

（1.中国长江三峡集团有限公司科学技术研究院，北京 100038；2.清华大学 电机工程与应用电子技术系，北京 100084；3.中国长江三峡集团有限公司，湖北 武汉 430010）

0 引言

“双碳”目标战略背景下，我国以风电、光伏为代表的新能源发展迅猛，但其固有的间歇性和不稳定性导致并网消纳困难。此外，我国电网负荷峰谷差逐年增大，对电网的安全运行造成了极大的影响。大规模储能技术是解决弃风弃光、实现电网削峰填谷最有效和最经济的手段之一，也是构建新型电力系统、支撑能源结构转型升级、实现“双碳”目标的关键技术［1］。作为一种极具发展潜力的大规模物理储能技术，压缩空气储能（compressed air energy storage，CAES）具有装机容量大、储能时间长、建设周期短、使用寿命长、清洁环保等优点，可以广泛应用于智能电网削峰填谷、大规模可再生能源发电等方面［2］。同时，CAES 还可以用于提供电网调频、调相、旋转备用、黑启动等辅助技术服务，具有广阔的应用前景。

上世纪四十年代，德国Stal Laval公司提出了利用地下洞穴储存压缩空气用于发电的概念并申请了专利［3］，这一般被视作CAES 的雏形。1978 年，利用当地丰富的盐穴资源，德国在下萨克森州北部建成了采用天然气补燃的CAES 电站——Huntorf 电站［4］，标志着CAES正式进入商业化运营阶段。1991年，美国在阿拉巴马州建成了McIntosh 电站［5］，同样采用盐穴储气和天然气补燃。

进入21 世纪以来，以非化石燃料燃烧、零碳排为理念的非补燃CAES 的概念开始兴起，陆续发展出了多种技术路线并开展了示范验证。2022 年5月，江苏金坛60 MW／300 MW·h 盐穴CAES 国家试验示范项目正式投产运行［6］，实现了我国在商业运行CAES 领域零的突破，有力地推动了CAES 技术的发展。截至2022 年底，我国在建和规划的电站装机容量已超过3 GW，预计未来2 a 内将有数座甚至数十座电站投产运行，呈现出了良好的发展趋势。

然而，目前CAES 电站主要布局在电网侧，功能上以调峰为主，其辅助服务价值未能得以体现，运营模式和价格机制尚不明晰，这在一定程度上制约了其发展。本文系统总结了当今国内外CAES 工程实践状况，对CAES 技术在新能源发电侧的应用进行了展望，以代表性电站为案例阐述了CAES 技术的功能和作用，分析了CAES 技术的发展趋势以及遇到的挑战，提出了CAES 发展的政策和建议，以期推动CAES技术多元化、规模化、产业化发展。

1 CAES概述

1.1 CAES的技术原理

与抽水蓄能类似，CAES也是一种通过将电能转换为势能而实现能量存储的物理储能技术，遵循电能-势能-电能的能量转换过程。CAES 系统主要由电动机、压缩机、膨胀机、发电机、储气库、换热设备组成，如图1 所示，其工作原理如下［7］：储能时，采用低谷电、弃风弃光电等驱动压缩机，将空气压缩至高温高压状态，经冷却后高压空气接近常温状态并储存于储气装置之中；释能时，高压空气从储气装置中释放，经加热后进入空气透平膨胀做功，带动发电机发电，输出电能。CAES的主要部件与抽水蓄能存在一一对应的关系，CAES 的压缩机、膨胀机分别对应抽水蓄能的水泵和水轮发电机，大气环境、储气库分别对应抽水蓄能的下库和上库。不同的是，常态下的水为不可压缩流体，空气为可压缩流体，在空气的压缩过程中会伴随热量的产生，膨胀过程中需要热量的补充。

图1 CAES原理示意图Fig.1 Principle diagram of CAES

1.2 CAES的主要技术路线

1.2.1 补燃式CAES

补燃式CAES 是最早研发应用的技术路线，其在压缩过程中不回收压缩热，发电时利用天然气补燃加热压缩空气［4］，进而驱动燃气轮机发电，效率较低，且存在碳排放。在大力发展新能源、控制碳排放量的大背景下，补燃式CAES 已经不适应当前的发展需求。

1.2.2 先进绝热CAES

先进绝热CAES 将压缩过程产生的热量进行储存，并在释能过程中用于加热压缩空气，驱动膨胀机发电，实现了能源高效利用和零碳排放［2］。根据蓄热温度的不同，先进绝热CAES 可以分为高温蓄热（＞400 ℃）、中温蓄热（200～400 ℃）、低温蓄热（＜200 ℃）等不同技术路线［8］。先进绝热CAES 可基于当前的设备技术和工艺水平开展研究、设计和建设，更加易于实现工程化应用。因此，目前国内外开展的CAES 工程项目大多采用先进绝热CAES 技术路线。

1.2.3 液态空气储能

液态空气储能是在先进绝热CAES 的基础上引入蓄冷装置，将高压空气液化后以常压形式进行储存。液态空气储能最大的优点是储能密度高，所需要的储气容积小，不受地形条件限制［9］。但由于增加了空气液化、存储和气化的能量转换过程，系统的效率较先进绝热CAES 低，结构也更为复杂，造价也比较高。

1.2.4 等温CAES

等温CAES 通过喷淋等方式在压缩和膨胀过程中都实现了准等温过程以提高系统效率。但这种技术难以实现，其装机功率一般较小，仅适用于小容量的储能场景，已有文献中仅有试验系统的相关报道［10］，没有相关工程建设案例。

1.2.5 复合式CAES

利用光热、地热、工业余热满足CAES 膨胀过程的热量需求从而实现非补燃的技术路线被称为复合式CAES 系统［11］。复合式CAES 系统的形式多样，可根据资源条件、应用场景和工程需求进行设计，其能够实现多种能量形式的储存、转换和利用，满足不同类型的用能需求。

1.3 CAES的应用场景

CAES的应用场景主要包括以下几个方面。

1）电源侧：CAES 可以与风电、光伏等新能源发电系统集成，构建风储或光储一体化系统，提高新能源发电的电能质量和可控性。

2）电网侧：CAES可以直接接入输电网或者配电网并接受电力调度机构的统一调度，服务于电网的安全稳定运行，能够提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等技术服务，可以缓解输配电阻塞，提高供电可靠性。

3）负荷侧：CAES系统可以与光热、地热、工业余热相耦合，以其作为综合能源系统的能量枢纽，可发挥其多能联储、多能联供特性，可应用于具有多种能源需求的工业园区、大都市公共建筑等应用场景，显著提高系统布置的灵活性和利用效率。

1.4 CAES的主要储气方式

储气系统是CAES 的重要组成部分，选择合适的储气方式对整个系统的效率、经济性、运行可靠性、稳定性等各方面均有着重要的影响。目前，可应用于CAES 的主要储气方式包括盐穴储气、人工硐室储气、废弃矿井巷道储气、管线钢储气等。

1.4.1 盐穴储气

盐穴是在地下盐层或盐丘中利用水溶开采方式形成的地下洞穴，可采用盐穴储存天然气、石油、压缩空气、二氧化碳、氢气、氦气等［12-13］。盐穴储气具有储气容量大、储气压力高、安全可靠、经济性好、技术成熟、密封性好等优点，与CAES 技术结合相得益彰。

1.4.2 人工硐室储气

人造硐室是基于成熟的地下岩体工程技术，通过在地下连续岩体中人工开挖成型获取大容量围岩硐室，可以用于大容量高压空气存储。人工硐室一般需要建造在硬岩层中，由混凝土、密封层、围岩等组成［14］。储气室由围岩承受压力最高时的载荷，混凝土和密封层保证气密性，防止漏气。相比于传统洞穴储气，人造硐室储气方式的密闭性更好，能承受更高的储气压力。相比于其他地下储气方式，人工硐室储气可在一定程度上减少电站对地形条件的依赖。

1.4.3 废弃矿井巷道储气

以煤矿、金属矿为代表的矿井巷道一般开凿于岩石层，结构稳定，储气压力高，储气容量大，可以用于CAES 的高压空气储存［15］。近年来，我国关停的矿井巷道空间巨大，利用其发展大容量CAES 可实现深地空间能源再造，同时盘活地面废弃资产，实现废弃资源的最大化再利用。

1.4.4 管线钢储气

管线钢储气是地面容器储气方式的一种，其制造加工可以借鉴成熟的压力容器或者天然气输送管道工艺。管线钢储气应用于CAES 具有技术成熟、布置灵活的优点，可将管线钢钢管组浅埋于地下或叠放布置于地面，以节省地表空间［16］。

2 CAES工程现状

2.1 国外工程现状

自1978年Huntorf电站投运后，国外（如美国、加拿大、日本、英国、德国等国家）先后规划了数十项CAES项目，涉及补燃式、先进绝热、深冷液化等技术路线，典型的工程案例如表1 所示。截至目前，表1所列出的CAES项目中仅有德国Huntorf电站和美国McIntosh 电站已经商业投运，部分电站还处于建设中，还有数个项目因种种原因被取消。其中，德国ADELE 电站采用高温的先进绝热CAES 技术路线［17］，由于蓄热温度大于600 ℃，这导致高温压缩机和高温蓄热技术研发困难，项目自2010 年立项后便一直处于停滞状态，并最终被取消。在美国规划的几个项目中，Norton 项目因能源价格以及市场需求原因被取消，Iowa 项目因规划的含水层储气库地质条件不符合储气要求而被取消，NYSEG 项目因系统造价超出预算而被取消［18］。加拿大Hydrostor 公司是国外从事先进绝热CAES 研究的代表性机构，其建成了2.2 MW／11 MW·h 的试验电站，在美国和澳大利亚分别规划建设了GEM、Silver city、Bethel等项目［18］，总装机容量超过1 GW。此外，英国的High-View 公司一直致力于液态空气储能技术的推广以及应用，其前期分别搭建了350 kW／2.5 MW·h以及5 MW／15 MW·h这2座试验电站［19-20］，正在曼彻斯特建设1座50 MW／300 MW·h 的工业电站，推动了液态空气储能的产业化应用。

表1 国外CAES典型工程案例Table 1 Typical engineering projects of CAES abroad

2.2 国内工程现状

虽然我国CAES 技术研究起步较晚，但目前无论是基础研究、关键技术研发还是工程应用示范方面都已处于世界领先水平。在国内，从事先进绝热CAES 研究及产业化推广的团队主要包括清华大学［6，12，21］、中国科学院工程热物理研究所［3，22］、中国科学院理化技术研究所［23-24］、西安交通大学［25-26］等。清华大学于2014 年和2016 年先后在安徽芜湖和青海西宁建设了2 座工业试验电站［10，14］，并联合中盐集团、华能集团建设了我国首座CAES 商业电站——江苏金坛60 MW／300 MW·h 盐穴CAES 国家试验示范项目。中国科学院工程热物理研究所在国内较早开展了CAES 技术的研究，在贵州毕节和山东肥城建设了中试电站，张北100 MW 电站也已经实现并网发电［22］。2022 年，我国CAES 产业迎来爆发式的增长，三峡集团、华能集团、国家电力投资集团公司、大唐集团、中国能建、中国电建等大型国企／央企纷纷启动CAES 工程项目，装机规模和容量屡创新高。表2 给出了当前我国CAES 工业电站的典型案例。从表2 可以看出，目前规划和建设的电站装机规模普遍在100 MW 以上，储能时间大于4 h。除了盐穴储气，人工硐室、油气藏、废弃矿洞、液态储罐等其他储气方式也被采用，呈现出了技术路线多元化的发展方向。

表2 国内CAES典型工程案例Table 2 Typical engineering projects of CAES in China

2.3 典型CAES电站

2.3.1 Huntorf电站

Huntorf 电站是世界上首座商业运行的CAES 电站，位于德国北部的下萨克森州境内，于1978 年12月开始商业运行［4］，如图2所示。该电站装机容量为290 MW，可以实现连续发电2 h，压缩系统功率为60 MW，可实现连续压缩8 h。由于下萨克森州具有丰富的盐矿资源，该电站以2 座地下盐穴作为储气库，其埋深为650～800 m，总储气容积为3.1×105m3，运行压力为4.6～7.2 MPa。在该电站中，透平机组为两级布置，级前均布置有燃烧器，一级透平进气参数为4.2 MPa、550 ℃，二级透平的进气参数为1.0 MPa、825 ℃。电站采用1 台电机分别与压缩机和透平机选择性地连接或断开，分别用作电动机和发电机。2006年，Huntorf电站进行了改造，将一级透平的进气温度降低至490 ℃，将二级透平的进气参数提升至1.3 MPa、945 ℃，改造后的电站容量扩充至321 MW［27］。截至目前，Huntorf电站已运行超过40 a，现在仍用于傍晚的电量调峰以及风力发电的波动性和间歇性出力特性调节。

图2 德国Huntorf CAES电站Fig.2 Huntorf CAES power station in Germany

2.3.2 McIntosh电站

1991 年，世界上第二座CAES 电站——McIntosh电站在美国阿拉巴马州投入运行［5］，如图3 所示。McIntosh 电站的技术路线与Huntorf 电站类似，两级透平的进气参数分别为4.2 MPa、538 ℃ 和1.5 MPa、871 ℃。McIntosh 电站在二级透平排气处增加了一个回热器以预热进入一级透平的空气温度，使得系统效率有所上升。此外，虽然McIntosh 电站的装机容量比Huntorf 电站小，只有110 MW，但其可以实现长时间的电能输出，最长可达26 h。在储气方面，McIntosh 电站同样采用地下盐穴进行储气，储气容积为5.38×105m3，运行压力范围为4.6～7.5 MPa。

图3 美国McIntosh CAES电站Fig.3 McIntosh CAES power station in USA

2.3.3 江苏金坛国家示范项目

江苏金坛盐穴CAES 国家试验示范项目位于江苏省常州市金坛区薛埠镇，由中盐集团、华能集团和清华大学共同建设，如图4 所示。项目于2021 年9月完成并网试验，并于2022 年5 月正式投产运行。该项目的装机容量为60 MW／300 MW·h，采用中温蓄热的先进绝热CAES 技术路线，以高温合成导热油作为蓄热工质，蓄热温度为320 ℃；采用中盐金坛公司2009 年采卤完毕的茅8 井盐穴作为储气库，并且根据CAES 的注采特性进行了改建［28-29］，储气库呈梨形分布，容积为2.24×105m3，埋深为865～972 m，最大直径为80.1 m，净高度为106.6 m，最高储气压力为17 MPa。

图4 江苏金坛盐穴CAES国家示范项目Fig.4 Jiangsu Jintan salt-cavern CAES national demonstration project

截至2023 年7 月底，金坛电站投运已满1 a，累计储能模式运行146 次，释能模式运行156 次，累计调峰电量为1.2×105kW·h。电站装机容量为60 MW，与常州地区用电尖峰时段60～70 MW 的电力缺口相当。电站按照江苏电网的调度运行，主要为当地早高峰和晚高峰提供尖峰负荷电力供应，特别是2022年8 月，电站以每日“一储一发”或“一储多发”的方式灵活运行，连续运行25 d，成功完成了尖峰负荷调度任务，有力支撑了江苏电网“迎峰度夏”工作，为保障安全稳定的电力供应做出了应有的贡献。电站具备调频功能，自动发电控制可调节范围超过60 %，一次调频性能优于江苏电网对火电、燃机及抽水蓄能电站的考核要求。此外，电站还具备调相、旋转备用、无功支撑、黑启动等多种功能［30］，可以参与电力系统的多种辅助服务。

2.4 CAES的经济特性分析

2.4.1 CAES成本分析

CAES的造价主要可以分为三大部分：①以压缩机、透平膨胀机和储换热系统为代表的核心装备；②存储高压空气的储气库系统；③与火电机组类似的电气设备费用、土建费用、安装费用、其他费用等。对于采用不同储气方式的技术路线而言，上述各部分费用占总投资的比例也会有所不同。从表2 可以看出，目前盐穴储气和人工硐室储气是2 种主要的储气方式，因此本文对这2 种技术路线进行成本分析。

盐穴储气、人工硐室储气这2 种技术路线CAES系统目前及未来各部分造价的组成如表3 所示。从表3 可以看出，对于盐穴储气技术路线，储气系统投资占比为15 % 左右，而对于人工硐室储气技术路线，储气系统的投资占比在30 % 以上。储气系统投资的差别导致2 种技术路线的整体造价也有较大的差距。

表3 不同技术路线CAES系统的造价Table 3 Costs of CAES system with different technology roadmaps单位：元／kW

2.4.2 CAES的价格机制

我国尚未出台针对包括CAES 在内的新型储能的顶层价格机制，目前主要是由各地方政府在现有的价格机制下针对新型储能项目进行补贴和调整，以促进新型储能产业的快速发展［31］。CAES 可以实行的价格机制主要包括2 种：①参考抽水蓄能的“两部制”电价［32］，即电量电价弥补充放电损耗成本，容量电价体现调频、备用、黑启动等辅助服务价值；②采用峰谷价差模式，并对提供的辅助服务进行补偿。以江苏金坛电站为例，该电站目前执行的是江苏省发改委参照抽水蓄能电站制定的临时“两部制”电价模式，以保障电站正常运营，但在未来会制定正式的电价政策。在补贴措施方面，江苏省发改委于2023 年7 月印发了《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的通知》，规定在迎峰度夏（冬）期间（1、7、8、12 月），全容量充放电调用次数不低于160 次或放电时长不低于320 h，不结算充电费用，放电上网价格为燃煤发电基准价。该政策的实施可以进一步增加金坛电站的收益，促进CAES 产业的发展。

3 CAES在新能源侧的应用

3.1 我国新能源发展的特点

“双碳”目标背景下，风电、光伏等新能源发电逐步成为新增装机和新增发电量的主体。根据国家能源局公布的数据［33］，截至2023年4月底，我国风电装机为3.8×108kW，光伏发电装机为4.4×108kW，风电、光伏发电总装机达到8.2×108kW，占全国发电装机的30.9 %，其中风电占比为14.3 %，光伏发电占比为16.6 %。然而，新能源具有间歇性与波动性，大规模风电、光伏发电并网将增加系统调峰、调频的难度，电源结构、电网形态、负荷特性、运行方式等都会发生深刻变化。

2022 年，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出创新新能源开发利用模式，首先聚焦“以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光电基地建设”，以库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目为代表的一批千万千瓦级新能源发电基地开始开工建设。随着“沙戈荒”和“深远海”大规模新能源开发加速推进，将对电力系统的安全稳定和经济运行带来严峻挑战。因此，构建具有更强的新能源消纳能力、源网荷储深度融合的新型电力系统成为发展的必然。

3.2 新能源发电系统对储能技术的需求

储能是电力系统重要的灵活性调节资源，可广泛应用于电力生产、运输、消费的各个环节。对于新能源发电系统而言，其对储能技术的需求主要表现为能量型和功率型。能量型储能技术要求装机容量大、储能时间长，主要实现大规模新能源的消纳及能量的时空移动，包括抽水蓄能、CAES、液流电池、储热技术、氢储能等；功率型储能技术要求具有快速的响应能力，可实现系统快速调频，包括飞轮储能、锂离子电池、钠离子电池等。但这2 种储能技术的划分并不是绝对的，例如：随着锂电池储能的装机容量和储能时长不断增加，其同时也具有能量型储能技术的特征。在实际应用中，各新能源发电系统需要根据其对储能技术的实际需求和建设条件，综合考虑安全性、经济性、可靠性、环保性等因素，选择具体的技术路线。

3.3 主要储能技术简介

截至2022 年底，我国已投运储能总装机达到59.8 GW［22］，其中抽水蓄能装机容量为46.7 GW，占比为77.1 %，新型储能装机容量为13.1 GW，其中锂离子电池储能装机占新型储能的94 % 以上，占据主导地位。飞轮储能的装机容量虽然较小，但其在新能源发电系统调频方面能够发挥巨大的作用。因此，本文对上述储能技术路线及其在新能源侧的应用进行简单的介绍。

3.3.1 抽水蓄能

抽水蓄能具有储能容量大、系统效率高、运行寿命长、技术成熟等优点，是目前大规模储能的主流技术［34］。我国在定速抽水蓄能技术方面实现了从跟跑、并跑到领跑的转变，达到了世界领先水平。但是传统的抽水蓄能只能在同步频率下定速运行，灵活性较差，难以满足可再生能源接入后电网频率准确快速调节的需求。为此，需要研究可变速抽水蓄能技术［35］，实现电动／发电功率的快速、精确控制，从而可以有效地实现电网负荷频率控制、平抑可再生能源出力波动，这也是抽水蓄能目前主要的研究方向。

3.3.2 锂离子电池储能

锂离子电池储能具有充放电效率高、响应速度快等优点，是目前发展最快的新型储能技术，也是目前大多数新能源发电系统配置储能的首要选择［36］。虽然锂离子电池储能已经实现规模化应用，但其在应用过程中也会出现安全和可靠性问题，系统集成优化设计、核心材料制造、运行优化与安全控制技术是目前锂离子电池储能研究的重要方向。

3.3.3 飞轮储能

飞轮储能是功率型的分秒级物理储能技术，具有无污染、寿命长、效率高、运行成本低、易于安装维护等特点，是实现电压稳定、频率调节的重要技术［37］。装机容量是制约飞轮储能发展的一个主要因素，随着我国多个示范项目陆续建成，大容量功率型飞轮储能的自主研发取得了阶段性进展，为10 MW等级飞轮阵列储能示范电站的建设奠定了基础。

除了上述储能技术外，液流电池、钠离子电池、超级电容等储能技术也正处于集成示范阶段，重力储能、二氧化碳储能等新技术也正在研究之中。总体而言，每一种储能技术都具有其独特的优势和固有的技术限制，多样化的应用场景需要发展多样化的储能技术路线。

3.4 CAES技术在新能源侧的应用优势

CAES技术在新能源发电侧应用具有以下优势。

1）CAES 具有装机容量大、储能时间长、使用寿命长、清洁环保等优点。目前，规划和在建的电站的装机容量一般大于100 MW，储能时间大于4 h，可以实现大规模的清洁能源消纳和削峰填谷，解决日内电力供需失衡问题。随着产业化的发展和技术创新，CAES 未来还有望建成满足日以上、数天甚至数周平衡调节需求的储能电站。

2）CAES的储能侧和释能侧都具有宽工况、变负荷运行的能力，可在一定程度上适应风电、光伏等波动性新能源出力的变化。此外，CAES电站的布置灵活，可耦合性强，能够与电化学储能、飞轮储能等功率型储能技术相耦合构成混合储能系统，同时满足新能源发电对快速调频和大规模高效消纳的需求。

3）“双碳”目标背景下，火电机组会逐步退出历史舞台，其发电量占比将会逐年降低。CAES在技术原理和主要设备方面与火电机组类似，其可以充分借鉴火电机组在规划设计、施工建设、装备制造、生产运营等各环节的经验，形成全国产化的CAES 产业链，快速推动CAES 的产业化发展，替代火电机组成为大规模新能源发电系统中稳定基础负载的发电资源。

4 CAES技术发展趋势

1）类比抽水蓄能，定位于大容量、长时间物理储能技术。

CAES 和抽水蓄能的主要技术特性对比如表4所示。其中，在单位造价方面，中小型抽水蓄能的单位造价要高于大型抽水蓄能，人工硐室储气CAES的单位造价要高于盐穴储气CAES。从表4 可以看出，与抽水蓄能相比，CAES的储能效率略低，使用寿命与抽水蓄能相当，盐穴CAES 电站的建设成本与中小型抽水蓄能相当［38］，但其建设周期短，环保性好，选址也较抽水蓄能灵活，是目前唯一可以与抽水蓄能相类比的大规模物理储能技术。CAES 电站要想充分发挥其功能，需朝着大容量、长时间储能的方向发展。这一方面可以支撑大规模新能源的高效消纳并充分发挥其调峰功能，另一方面也可以通过增加其装机容量来降低单位造价成本，进一步提高其经济性。从表2 可以看出，我国在建和规划的CAES电站的单机规模一般为100～300 MW，储能时长为4～6 h，这些电站将在未来1～2 a 内陆续建成投产，为CAES发展提供更多的工程实践和技术积累。

表4 CAES与抽水蓄能的主要技术特性对比Table 4 Comparison of main technical characteristics between CAES and pumped storage

2）电站储能效率进一步提升。

由于我国CAES 还处于产业化发展的初期阶段，相关的标准建设尚不健全，关于CAES 电站储能效率的定义和计算方法也并不统一。本文中所指的储能效率与火力发电厂的供电煤耗类似，即考虑了电站启停功耗、辅机功耗、厂用电损耗和主变功耗的情况下，电站在一个循环周期内的发电量与耗电量之比。

与其他储能技术相比，CAES电站的储能效率偏低，目前已运行的试验电站和商业电站的储能效率为55 %～65 %，这主要受到其自身固有技术特性的限制。CAES电站储能效率的提升主要有以下措施：①进一步提高系统的运行参数，研发高温压缩机和优选储热工质，将储热温度提高至500 ℃ 以上；②优化各核心装备的设计、制造和加工工艺，进一步提升核心装备的能量转换效率；③优化电站的启停和运行方式，降低系统运行中各环节产生的损耗。通过上述措施，CAES 电站的储能效率有望提升到70%以上，成为真正可以与抽水蓄能相媲美的大规模物理储能技术。

3）技术路线、应用场景和运营模式多元化发展。

从表2 可以看出，目前我国已运行和在建的CAES电站大多布置在电网侧，其功能仍然以削峰填谷为主，运行模式和应用场景较为单一。在目前“双碳”目标大力发展新能源的背景下，为了促进新能源的高效消纳，CAES电站建设在大规模风光新能源发电基地才能真正发挥其价值和优势，因此，未来会有越来越多的项目布置在电源侧。同时，在负荷侧建设CAES 电站也能够发挥其多能联储、多能联供的优势，进一步提高能源综合利用的效率。在储气方式方面，除了盐穴储气，未来将有一批采用废弃矿井、人工硐室和枯竭油气藏进行储气的电站进入工程验证阶段。此外，相比于单一的调峰运行模式，CAES 未来有望在调频、调相、黑启动、旋转备用、无功支撑等应用前景发挥作用，并发展出多样化的商业运营模式。

4）核心装备标准化、系列化，建设成本进一步下降。

从表3可以看出，目前CAES 电站的单位造价为6 000～9 000 元／kW，成本仍然较高。这一方面是因为CAES 目前处于由示范项目向商业化推广的阶段，以压缩机、透平膨胀机、换热设备为代表的电站核心装备尚未系列化、标准化，研发成本占比较高；另一方面是因为目前CAES 电站的规模容量比较小，尚未形成规模效应，导致其单位造价的成本较高。此外，对于废弃矿井、人工硐室、油气藏等技术路线，储气库施工产生的土建或者改建费用也比较高。

随着CAES 产业链的逐步发展完善、电站装机容量的增大、核心装备标准化／系列化量产、储气库施工标准的建设健全，CAES的建设成本还会有一定的下降空间。但无论是核心装备的制造生产还是地下储气库的施工建设，都要求企业具有较高的技术研发、生产加工和施工组织能力，门槛较高，社会资本的活跃度较小，无法形成类似于风电、光伏产业的规模化成本快速下降效应［39］。随着目前规划建设的电站陆续投产运行，预计未来3～5 a 内，盐穴CAES电站的建设成本将下降至5 000～6 000元／kW，人工硐室、废弃矿井、油气藏等CAES 电站的建设成本将下降至6 500～8 000元／kW。

5 CAES技术应用展望

5.1 CAES发展的瓶颈与挑战

1）已并网电站都布置在电网侧，新能源发电侧的应用有待工程实践验证。

目前我国已经实现商业运行和并网发电的CAES电站都布置在电网侧，其在储能过程中的输入是较为稳定的电力。当CAES 电站建设在新能源侧时，电站需要适应波动性新能源特性，满足宽工况、变负荷的运行要求，这有待于工程实践验证。此外，目前已经投产和在建的CAES 电站大多采用盐穴储存高压空气，盐穴储气具有容量大、压力高、安全可靠、经济性好等优点，但其仍然存在一定程度上的选址受限问题。目前，我国大力发展“沙戈荒”和“深远海”大规模新能源基地建设，在地理上一般不具备建设配套盐穴储气CAES 电站的条件。在“沙戈荒”地区，CAES 可采用管线钢或者人工硐室储气，但对于管线钢技术路线而言，仅其储气系统造价就高达5 000～6 000元／kW［39］，不适合大规模使用。人工硐室储气部分的造价为2 000～2 500元／kW［39］，未来还有进一步下降的空间，可用于大规模压缩空气的储气空间。我国目前规划建设的人工硐室储气CAES电站较多，但大多数处于可研阶段或者建设初期，其技术成熟度、安全性、可靠性有待通过示范项目进行工程验证。在“深远海”新能源基地，未来有望采用水下柔性气囊储气的CAES 技术路线［40］，其利用水的静压实现恒压储气和恒压透平发电，工作压力恒定，储能效率高，可应用于水光互补、海上风电等场景。但目前水下柔性CAES 还处于试验项目原理验证阶段，距离真正的工程应用还有一段的距离。

2）电站参数差异化明显，核心装备定制化生产导致成本过高。

压缩机、透平膨胀机、换热设备是CAES 电站地面系统的核心装备，其对CAES 电站的经济性具有较大的影响。受储气条件、接入条件、应用场景和投资规模的影响，目前各CAES 电站的装机容量和技术参数差异化较为明显。以江苏金坛和三峡化德这2个项目为例，2座电站的装机容量均为60 MW，金坛电站采用盐穴作为储气库，储气容积为2.24×105m3，运行压力为13.2～14.0 MPa；化德电站采用人工硐室储气，储气容积为4×104m3，运行压力为4～10 MPa。这2 个项目技术参数的差异导致压缩机、空气透平这2 个核心装备的结构形式、技术参数、运行模式都有较大的差别，市场上尚未有系列化产品，需要定制化生产，因此研发成本较高。

3）CAES标准体系建设有待完善。

标准化工作是CAES 产业健康有序发展的重要支撑，为此，需要加强CAES 标准体系建设，积极推进CAES 关键标准的实施落地及其与现有能源电力相关标准的衔接［41］。然而，目前CAES 正处于由示范项目向商业化过渡的关键阶段，CAES领域标准化的工作也处于起步阶段，标准体系建设存在顶层设计不足、标准编制与立项系统性不强、关键性技术标准缺失等问题，尚未建立科学健全的标准体系。

4）以调峰为主的运行模式无法释放CAES 的价值，成本疏导机制不完善。

目前CAES 电站主要作为调峰电站进行使用，运行模式较为单一。以金坛电站为例，该电站的装机容量为60 MW，与常州地区用电尖峰时段60～70 MW的电力缺口相当。电站按照江苏电网的调度运行，主要是为晚高峰提供电力供应。经权威机构检测，金坛电站的一次调频特性优于电网对火电、燃气轮机及抽水蓄能电站的考核要求，还具备调相、黑启动、旋转备用、无功支撑等电力市场辅助服务功能。然而，金坛电站目前尚未参与提供除调峰外的其他电力服务。另外，目前关于新型储能技术还没有明确的成本疏导机制。金坛电站目前执行的是临时性“两部制”电价政策以维持电站日常运营，虽然金坛电站主要作为调峰电站调度，但根据目前的临时政策，电站无法享受尖峰电价，这在一定程度上影响了电站的经济性。

5.2 CAES产业化发展建议

1）加快推进多元化CAES商业电站建设。

在国家相关政策的指引下，建议各省市能源监管部门制定相关地方性政策和支撑措施，加快推进CAES商业电站的建设，做好储气资源勘探工作。各地可根据自身电力系统的结构特点及实际需求，因地制宜、扬长避短，选择合适的技术路线和应用场景进行CAES 电站的建设。在青海、内蒙古、陕西、甘肃等地区，建设支撑大规模风电、光伏新能源消纳的CAES 电站，从而支撑大规模新能源大基地建设；在江苏、山东、湖南、广东等地区，建设大规模调峰电站，以支撑当地电力需求。

2）开展CAES 核心装备标准化、系列化相关工作。

建议以揭榜挂帅、首台套申报等方式组织能源领域重点制造企业破解和解决CAES 核心装备研发和生产中的共性难题及关键技术，尽快完成压缩机、透平膨胀机、换热设备等核心装备标准化、系列化的设计及制造体系，根据装机容量和技术参数的不同形成系列化产品，降低关键设备的制造加工成本，进一步提高CAES电站的经济性。

3）加快建设CAES标准体系。

建议各级标准化工作主管部门加快CAES 标准体系建设，尽快推动构建层级明确、协调统一、具有较强指导性的技术标准体系，需涵盖CAES 规划设计、电站施工调试及验收、运行维护、核心装备、储气系统、技术经济等环节。将CAES 标准建设工作与技术创新、工程示范一体化协同推进，不断提升标准编制水平，完善标准体系建设。

4）支持新型储能电站参与电力现货和辅助服务市场，建立容量补偿机制，合理设置补贴机制。

建议能源监管部门带领各省级电力市场主管部门、交易中心、电网调度部门继续完善电力现货、辅助服务市场。支持并有序推动包括CAES 在内的新型储能电站参与电力现货市场调峰及提供调频、备用、无功服务、黑启动、惯量支撑等辅助服务，明确新型储能电站参与电力现货市场的配套政策和实施细则，如调度方式、收益依据、结算方法等。建议探索容量补偿机制或容量市场建设，弥补市场化辅助服务细化困难或无法覆盖但新型储能确有提供的辅助服务价值。探索储能租赁市场，增加新能源补贴储能的储能获利方式。

在现货市场、辅助服务市场的容量补偿等机制未完善，或市场机制到位但CAES 仍仅能勉强维持运营时，建议搭配依据项目一事一议的补贴机制，保证各电站具有合理的收益，为技术创新提供持续动力。当压缩空气等新型储能因各种原因参与市场困难时，建议参考抽水蓄能的电价政策给予合理的容量电价，保证电站具有合理的收益率。

6 结论

CAES 是一种清洁环保的大规模长时间物理储能技术，在电网侧、电源侧、负荷侧均可发挥多项功能，具有广阔的应用前景。目前，我国CAES 技术正处于由示范项目向大规模商业化应用发展的关键阶段，呈现出了良好的发展态势，预计未来1～2 a 内会有多座电站投入运行。在发展趋势上，CAES也将朝着大规模、高效率、低成本、多元化的方向发展。然而，CAES 发展也存在诸多的瓶颈和挑战：已并网电站均布置在电网侧，新能源发电侧的应用有待工程验证；受制于装机容量、核心设备定制化和储气系统施工费用的影响，成本仍然偏高；标准顶层设计不足，体系不健全；以调峰为主的运行模式无法释放CAES 的价值，成本疏导机制不完善。因此，建议因地制宜加快推进多元化CAES 商业电站的建设，开展核心装备标准化、系列化相关工作，加快CAES 标准体系建设工作，支持包括CAES 在内的新型储能电站参与电力现货和辅助服务市场，建立容量补偿机制，合理设置补贴机制，进一步提高压缩空气技术的经济性和收益率，使其成为支撑我国实现“双碳”目标的关键技术。