“碳達峰、碳中和”是國家戰略目標，關系到中華民族的永續發展，是構建人類命運共同體的莊嚴承諾。根據我國實際國情，為了實現雙碳目標，必須調整以煤炭為主的能源消費結構，不斷提升風、光等可再生能源的并網運行比例。2021年3月15日，習近平總書記主持召開了中央財經委員會第九次會議，提出了構建以新能源為主體的新型電力系統的發展方向。

由于風、光等可再生能源出力具有波動性、隨機性等特性，為了消納大規模可再生能源并網運行對電網穩定運行帶來的沖擊，需要大力發展儲能，對沖可再生能源的不確定性。因此，儲能是未來以新能源為主體的新型電力系統中不可或缺的重要組成部分。

為了促進新型儲能的快速發展，政府先后出臺了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》和《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》兩份頂層設計文件，明確了儲能產業的發展目標和途徑。2022年3月，《“十四五新型儲能發展實施方案”》發布，給予新型儲能獨立的市場主體地位，新型儲能可參與電力現貨市場交易。這是儲能發展的重要拐點，標志著儲能成為了一個真正的獨立行業。

按儲能介質類型分類，儲能技術主要包括機械類、電氣類、電化學類、化學類及熱儲能，其中電化學儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能是當前技術相對成熟、能大規模推廣應用的儲能形式。本文著重介紹壓縮空氣儲能的技術特點、功能定位、應用場景及相關政策建議。

二、壓縮空氣儲能技術簡介

壓縮空氣儲能（Compressed Air Energy Storage，CAES）是一種大型物理儲能技術，在電網負荷低谷期間，通過壓縮機壓縮空氣，將高壓空氣存儲在儲氣庫中，同時，壓縮熱由儲熱介質進行回收；在電網高負荷期間放出儲氣庫內高壓氣體在空氣透平中膨脹做功，驅動發電機向電網輸送電能。

壓縮空氣儲能技術路線有補燃式和非補燃式。國外早期的壓縮空氣儲能電站，如德國的Huntorf電站（1978年）、美國的Mclntosh電站（1991年），均采用補燃式技術路線：基于燃氣輪機技術開發，即將高壓空氣與天然氣在燃燒室內燃燒，通過燃氣輪機驅動發電機發電。與補燃式壓縮空氣儲能技術相比，非補燃式系統的能量轉換效率比補燃式系統高10%～20%，且無污染、零碳排，更加符合節能、低碳、環保的時代要求。近年來，國內中科院、清華大學、中國能源建設集團分別開發出不同容量等級、不同蓄熱形式的非補燃式壓縮空氣儲能技術路線，并且已實現60MW井井鹽穴壓縮空氣儲能國家示范項目商業運行，同時，全國有多個100MW～300MW裝機容量的壓縮空氣儲能電站在建項目^[4-5]。我國在非補燃式壓縮空氣儲能領域的工程應用方面世界領先。因此，筆者認為我國應以發展非補燃式壓縮空氣儲能電站為主。圖1為非補燃式壓縮空氣儲能系統原理圖，非補燃式壓縮空氣儲能發電系統，由壓縮環節、換熱環節、儲熱環節、發電環節四個環節組成，主要設備包括壓縮機、級間換熱器、冷熱儲罐、儲氣裝置及空氣透平等。

非補燃式壓縮空氣儲能技術具有以下特點：

（1）選址靈活，可選擇多種的儲氣裝置：可選用天然或人工鹽穴、煤礦巷道、地下人工硐室、壓力容器或管線鋼陣列等，隨著建造成本降低，可以逐步擺脫地理條件限制。

（2）儲能效率較高：運行效率高達60%～70%。

（3）環境友好：無污染，零碳排。

（4）單位成本較低：系統大規模產業化后的成本約4000-6500元/kW或1000-1500元/kWh，同抽水蓄能系統單位成本基本相當，低于其他儲能技術。

三、不同類型儲能技術對比

綜合考慮技術成熟度、發展狀況以及后續規模化推廣潛力，抽水蓄能、壓縮空氣儲能及電化學儲能將是儲能產業的主要發展方向。表1重點對比分析了壓縮空氣儲能、抽水蓄能、及鋰電池儲能的技術特點。

電化學儲能屬于能量型儲能，特點是快充快放（毫秒級響應），特別適合參與電網的一次調頻過程，消除風、光出力的鋸齒狀波動，平滑功率曲線，提升電力品質。同時也能短時彌補部分電力缺口。缺點是造價高、壽命短，存在消防、安全、環保方面的不利因素。

抽水蓄能屬于功率型儲能，優點是效率高、響應快，具有較大的轉動慣量。具備分鐘級響應和長時間放電的負荷響應特性，能實現旋轉備用、黑啟動等功能，對電網的功率、頻率平衡和穩定運行具有重要作用，是理想的儲能形式。缺點是選址受場地條件制約、建設周期長。

壓縮空氣儲能同樣屬于功率型儲能，抽水蓄能具有的功能和特點它同樣具備。在現有技術研發階段，系統效率略低于抽水蓄能，系統響應時間在十分鐘左右，略慢于抽水蓄能（當采用旋轉備用運行時，響應時間2～3分鐘）。優點是受場地條件制約小，建設周期短，工程造價隨著規模化發展將低于抽蓄，具有良好的示范意義和推廣價值。

《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中明確指出，“十四五”期間全國新型儲能裝機規模達到3000萬千瓦以上。預計遠期2060年，裝機規模將會超12億千瓦，儲能時長需求將超過10小時。構建以新能源為主體的新型電力系統，既需要能量型儲能，也需要功率型儲能。壓縮空氣儲能將以其靈活的儲氣形式、快速的建設時間、平價的建設成本在未來將占據較大的市場空間，成為抽水蓄能電站的有益補充。

四、應用場景

    目前的政策和市場條件下，壓縮空氣儲能電站主要應用場景為電網側和新能源側儲能。

（1）電力系統安全運行的穩定器：在電網調峰壓力大，峰谷價差較大地區建設壓縮空氣儲能電站，憑借其提供調頻調峰、無功調節、旋轉備用、應急電源、黑啟動等功能，補充抽水蓄能電站提供電力輔助服務，接受電力系統統一調度，有效保障電網的安全穩定運行。

（2）新能源接入電網的優化器：在新能源資源富集地區布局壓縮空氣儲能電站，可優化可再生能源外送曲線，有效規避以風光為主的新型電力系統存在的波動性和隨機性等突出問題，提高新能源場站的電網友好性，提升電網對可再生能源的消納能力。

（3）特高壓綠電外送的適配器：與新能源+火電打捆送出相比，壓縮空氣儲能技術在提高特高壓電網輸送能力的同時，可減少對傳統火電的依賴，實現西部100%綠電外送，助力我國“西電東送”特高壓輸電通道建設。

五、經濟性分析

從技術層面分析來看，單套300MW級壓縮空氣儲能電站成本目前約為6300元/kW，系統效率可達70%，項目總投資約18億元，未來可降至4500元/kW。參照目前抽水蓄能兩部制電價(容量電價+電量電價)測算，300MW級壓縮空氣儲能電站能夠滿足資本金收益率6.5%的要求。與其它形式儲能技術相比，壓縮空氣儲能在技術經濟上具有一定的競爭優勢和發展前景。

六、結論與建議

壓縮空氣儲能屬于功率型儲能，具有與抽水蓄能相似的特點和功能。與抽水蓄能相比，其選址更為靈活，建設周期短，工程造價長期向低，值得推廣成為抽水蓄能電站的有益補充。

目前制約壓縮空氣儲能發展的主要制約因素是：盈利模式不確定。對各投資主體來說，投資的不確定性是最大風險。這也是壓縮空氣儲能前期項目多，真正開工項目少的原因。為了促進壓縮空氣儲能事業健康有序、可持續發展，筆者在政策層面提出下面建議。

（1）健全壓縮空氣儲能價格機制

對于壓縮空氣儲能，十四五期間可參照抽水蓄能，建立覆蓋全壽命周期的滿足固定收益率的容量電價機制，探索充放電電價優惠、調度小時數保證、允許容量租賃、發電權交易等收益模式。

（2）完善壓縮空氣儲能市場機制

加快建立壓縮空氣儲能參與輔助服務市場、電力現貨市場、容量市場的機制。推動壓縮空氣儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務市場。

（3）提高壓縮空氣儲能建設運營保障能力

明確壓縮空氣儲能項目規劃、備案、建設、并網流程，健全儲能全流程管理體系，評估儲能系統各環節安全隱患并提出針對性處置辦法。

（4）有序開展壓縮空氣儲能項目示范

優先支持利用廢棄鹽穴、廢棄礦洞等廢棄自然空間的項目納規；優先支持有利于探索壓縮空氣儲能發展新路徑、新技術和能源安全保供的項目納規。依托示范項目，深化研究壓縮空氣儲能裝備、系統集成、規劃設計、調度運行、安全防護、測試評價等方面關鍵技術，提高壓縮空氣儲能發電技術核心競爭力。