6月初，位于河北张家口的国际首套100MW压缩空气储能项目施工现场热火朝天。
中储国能（北京）技术有限公司CEO纪律介绍，以中科院工程热物理研究所为技术依托，该项目计划年底投产，“经过多年技术沉淀，当前无论是装机规模、技术水平，还是系统效率，我国新型压缩空气储能均走在世界前列。”
解决传统压缩空气储能瓶颈
压缩空气储能利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动膨胀机带动发电机发电。早在1978年，德国建成了世界首座大规模压缩空气蓄能示范电站，之后，美国、日本和以色列也相继建设了相关项目。
“压缩空气储能具有规模大、周期长、单位投资小等优势，极具发展潜力。传统压缩空气储能技术来源于燃气轮机技术，我国相关技术与国外水平相比有较大差距。”纪律告诉记者，压缩空气储能依赖化石燃料燃烧提供热源，需要特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，且系统效率仅在50%左右，经济性相对较差。
近年来，为解决压缩空气储能技术瓶颈问题，国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发。目前中科院工程热物理研究所取得了一系列国际领先的技术成果，不仅可以解决传统压缩空气储能依赖大型储气室、依赖化石燃料、系统效率低三个主要的技术瓶颈，还能以储气罐替代储气室，没有场地限制，系统效率提升了10%—15%。从2013年开始，中科院工程热物理研究所技术团队分别在河北廊坊、贵州毕节建成1.5MW、10M级新型压缩空气储能示范项目，后者系统效率达到60.2%，是目前全球系统效率最高的压缩空气储能系统。
“在新型压缩空气储能技术上，我国与国外发达国家的起点一致。目前全球已建成的兆瓦级新型压缩空气储能项目的机构有4家，我国处于领先地位。张家口市 100MW先进压缩空气储能示范项目预计年底投运，系统设计效率可提升至70.4%，将进一步巩固我国在压缩空气储能领域的国际地位。”纪律称。
仍处于商业化初期
数据显示，截至2020年底，我国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW，其中抽水蓄能占比达89.3%，压缩空气储能的占比仅为0.03%。世界领先的技术，为何没能大规模推广？
在纪律看来，压缩空气储能是一项高门槛的领域，目前大多研发机构仍处于理论研究和系统分析阶段。首先是技术门槛高，压缩空气 储能是多学科交叉、多过程耦合的系统工程，在压缩膨胀设备、空气换热、系统控制集成方面存在较高技术壁垒；其次是单机规模大、总投资较高，系统规模在10MW—100MW级示范工程的建设资金高达数亿元，产业化还需要一个过程。
纪律指出，目前新型压缩空气储能仍处于示范阶段，随着张家口100MW示范项目的建成，将完成百兆瓦先进压缩空气储能型压缩空气储能产品的定性，此后再致力于规模化量产和推广。“1.5MW项目系统效率为52%，10MW项目系统效率为60%，100MW系统设计效率达到70%。未来随着系统规模扩大，其效率将进一步提升至75%以上。系统规模越大、储能容量越高，系统的效率就越高，随之单位成本越低、经济性越好。”在他看来，100MW级项目最具商业推广条件，是大规模压缩空气储能的真正“赛道”。
呼唤价格政策尽快出台
相关预测显示，作为新能源发展的关键支持技术，到2025年，我国储能装机将较目前水平增长10倍以上。
“要满足电网系统对大规模、长时间储能的需求，新型压缩空气储能当仁不让。与同属物理储能方式的抽水蓄能相比，新型压缩空气储能在建设周期和投资成本上更具优势，抽水蓄能建设周期为6—8年，新型压缩空气建设周期仅为1.5—2年，且不涉及移民搬迁问题。基于抽水蓄能对地理条件的要求，未来市场增量有限。”在纪律看来，压缩空气储能同抽水蓄能一样，都属于长时大规模，并与电化学储能及飞轮等形成互补关系。未来压缩空气储能将主要应用于电网侧，其次是大规模百万机组发电侧、核电机组和一些火电的灵活性改造方面。
新型压缩空气储能具有本质上的高安全性。纪律介绍，储气罐多为中压压力容器，压力等级较低，且空气扩散能力很强，不具可燃性，无爆炸和燃烧风险。而采用地下盐穴储气，对地面建筑和人员活动不会产生影响。
经济性是行业大规模推广的前提。日前，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。此举有利于提升抽水蓄能电站的盈利能力。
纪律表示，新型压缩空气储能同样具备抽水蓄能的功能，价格机制和市场环境将助推行业进一步发展，呼吁相关政策尽快出台。
