麻省理工学院和挪威科技大学(NTNU)的一组研究人员一直在研究一种不太为人熟知的储能技术路线，这种储能技术基于一个听起来不太可能的概念：液态空气，即从周围环境中吸入空气，经过清洁和干燥，然后冷却到液化的程度。
“液态空气储能”（LAES）系统已经建成，因此该技术在原理上是可行的。此外，LAES系统完全清洁，几乎可以安装在任何地方，能够储存大量电力长达数天甚至更长时间，并在需要时将其释放。但目前尚未对其经济可行性进行确凿的研究。长期来看，其收益是否足以抵消初期投资和持续成本？在麻省理工学院能源计划未来能源系统中心的资助下，研究人员开发了一个模型，该模型收集了LAES系统的详细信息，并计算出这些系统何时何地在经济上可行，假设未来情景符合选定的脱碳目标以及未来能源电网可能存在的其他条件。
他们发现，在他们建模的某些情景下，LAES在某些地区可能具有经济可行性。敏感性分析表明，提供资本补贴的政策可以使LAES系统在许多地区具有经济可行性。进一步的计算表明，使用LAES储存一定量电力的成本将低于更常见的储能系统（例如抽水蓄能和锂离子电池）。他们得出结论，当未来电网实现脱碳并由间歇性可再生能源主导时，LAES有望成为提供急需的长时储能的一种手段。
研究人员包括麻省理工学院化学工程系(ChemE)的博士生ShaylinA.Cetegen、挪威科技大学能源与过程工程系名誉教授TrulsGundersen和麻省理工学院化学工程系名誉教授PaulI.Barton，他们在《能源》杂志上发表的一篇新论文中描述了他们的模型和发现。
LAES技术及其优势
LAES系统包含三个步骤：充电、储存和放电。当电网供大于求且价格较低时，LAES系统会进行充电。然后吸入空气并进行液化。在LAES过程中，需要消耗大量电力来冷却和液化空气。之后，液态空气被送往高度隔热的储罐，在那里以极低的温度和大气压保存。当电网需要增加电力以满足需求时，液态空气首先被泵送到更高的压力，然后加热，使其重新变成气体。这种高压、高温、气相的空气在涡轮机中膨胀，产生电能并送回电网。
Cetegen博士表示，LAES的主要优势在于其清洁性。“它不含任何污染物，”她说道，“它吸入和释放的只是环境空气和电能，因此它和运行它所用的电一样清洁。”此外，LAES系统主要由市售组件构成，无需依赖昂贵或稀有的材料。而且，该系统几乎可以安装在任何地方，包括靠近其他产生废热或废冷的工业流程，LAES系统可以利用这些废热或废冷来提高能源效率。
经济可行性
在考虑LAES在未来电网中的潜在作用时，第一个问题是：LAES系统对投资者有吸引力吗？要回答这个问题，需要计算该技术的净现值（NPV），它代表项目整个生命周期内所有折现现金流的总和，包括收入、资本支出、运营成本和其他财务因素。（该研究假设现金流折现率为7%）。
为了计算净现值(NPV)，研究人员需要确定液态空气储能系统(LAES)在未来能源市场中的表现。在这些市场中，各种电力来源都会并网以满足当前需求，通常遵循称为“经济调度”的流程：成本最低的可用电力来源总是被优先部署。因此，确定液态空气储能系统的净现值需要预测该技术在未来市场中，当需求超过供应时，与其他电力来源竞争时的表现，同时还要考虑供过于求时的价格，以便有足够的电力为LAES系统充电。
麻省理工学院和挪威科技大学的研究人员在研究中设计了一个模型，该模型首先描述了一个LAES系统，包括诸如空气液化和电力回收装置的尺寸等细节，以及基于文献估算的资本支出。然后，该模型利用了美国国家可再生能源实验室（NREL）每年发布的最新定价数据，这些数据被世界各地的能源建模者广泛使用。NREL数据集预测了特定类型发电和储能设施的价格、建设和退役等情况，并假设了到2050年美国18个地区将出现的八种脱碳情景。
然后，新模型会跟踪一年中每天每小时能源市场的买卖情况，每五年重复一次相同的时间表。基于NREL数据集和LAES系统的详细信息——加上系统的物理存储容量以及充电和放电切换频率等限制——该模型计算出LAES运营商在需要时向电网出售电力可以赚多少钱，以及在有电为LAES系统充电时需要花多少钱购买电力。根据NREL数据集，该模型生成了美国18个地区和8个脱碳情景的结果，包括到2035年100%脱碳和到2050年95%脱碳，以及对未来能源电网的其他假设，包括高需求增长以及可再生能源和天然气的高成本和低成本。
Cetegen描述了他们的部分成果：“假设一个100兆瓦(MW)的系统——一种标准规模——我们发现，在要求到2035年实现100%脱碳的脱碳情景下，经济可行性显现。”因此，正的NPV（表明经济可行性）仅在最激进（因此也是最不现实）的情景下出现，并且仅出现在包括德克萨斯州和佛罗里达州在内的几个南部州，这可能是因为这些能源市场的结构和运作方式所致。
研究人员还测试了净现值(NPV)对不同储能容量的敏感性，即系统能够持续向电网供电的时间。他们计算了一个100兆瓦系统的净现值，该系统可以提供一天、一周和一个月的电力供应。“该分析表明，在积极脱碳的背景下，按周储能比按月储能更具经济可行性，因为（在按月储能的情况下）我们支付的储能容量超过了实际需求，”Cetegen解释道。
提高LAES系统的NPV
研究人员接下来分析了两种提高液态空气储能系统净现值的可能方法：提高系统的能源效率和提供财政激励。他们的分析表明，在最现实的脱碳情景下，即使将能源效率提高到理论极限，也不会改变液态空气储能系统（LAES）的经济可行性。另一方面，当他们假设政策为新装置的资本支出提供补贴时，情况得到了显著改善。事实上，假设补贴率在40%到60%之间，那么在所有现实情景下，一个100兆瓦系统的净现值都会变为正值。
因此，他们的分析表明，在使LAES经济可行方面，财务激励措施可能比技术改进更有效。尽管工程师们可能会对这一结果感到失望，但Cetegen指出，从更广泛的角度来看，这是个好消息。“你可能花费一生的时间来优化这一过程的效率，但这并不能转化为获得扩大该技术规模所需的投资，”她说。“政策的实施也可能需要很长时间。但理论上，你可以在一夜之间完成。因此，如果（未来的脱碳电网）需要储能，那么这是一种鼓励立即采用LAES的方法。”
与其他储能技术的成本比较
计算储能技术的经济可行性在很大程度上取决于所使用的假设。因此，通常使用另一种衡量标准——“平准化度电成本”（LCOS）来比较不同储能技术的成本。简单来说，LCOS是指在项目整个生命周期内存储每单位能源的成本，不考虑由此产生的任何收入。
从这个角度来看，液态空气储能(LAES)技术表现出色。研究人员的模型计算得出，无论采用何种脱碳方案，液态空气储能的生命周期成本(LCOS)约为每兆瓦时60美元。该LCOS约为锂离子电池储能的三分之一，抽水蓄能的一半。Cetegen还引用了另一个有趣的发现：他们假设的LAES系统的LCOS会根据其使用地点而变化。对于特定储能技术，仅报告单一LCOS的标准做法可能无法提供完整的信息。
Cetegen已调整了该模型，目前正在计算使用锂离子电池储能的净现值(NPV)和生命周期成本(LCOS)。但她已对液态空气储能的生命周期成本(LCOS)感到鼓舞。“虽然从目前的投资角度来看，液态空气储能系统(LAES)可能不具备经济可行性，但这并不意味着它们在未来不会被采用，”她总结道。“由于电网规模储能扩展的选择有限，而确保能源安全对储能技术的需求日益增长，如果我们找不到经济可行的替代方案，我们很可能不得不转向成本最低的解决方案来满足储能需求。这就是为什么液态空气储能的故事远未结束。我们相信，我们的研究结果证明，继续探索液态空气储能作为未来关键储能解决方案是合理的。”
