“碳达峰、碳中和”是国家战略目标，关系到中华民族的永续发展，是构建人类命运共同体的庄严承诺。根据我国实际国情，为了实现双碳目标，必须调整以煤炭为主的能源消费结构，不断提升风、光等可再生能源的并网运行比例。 2021 年 3 月 15 日，习近平总书记主持召开了中央财经委员会第九次会议，提出了构建以新能源为主体的新型电力系统的发展方向。

由于风、光等可再生能源出力具有波动性、随机性等特性，为了消纳大规模可再生能源并网运行对电网稳定运行带来的冲击，需要大力发展储能，对冲可再生能源的不确定性。因此，储能是未来以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺的重要组成部分 。

为了促进新型储能的快速发展，政府先后出台了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》和《关于加快推动新型储能发展的指导意见》两份顶层设计文件，明确了储能产业的发展目标和途径。 2022 年 3 月，《“十四五新型储能发展实施方案”》发布，给予新型储能独立的市场主体地位，新型储能可参与电力现货市场交易。这是储能发展的重要拐点，标志着储能成为了一个真正的独立行业。

按储能介质类型分类，储能技术主要包括机械类、电气类、电化学类、化学类及热储能，其中电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能是当前技术相对成熟、能大规模推广应用的储能形式。本文着重介绍压缩空气储能的技术特点、功能定位、应用场景及相关政策建议。

二、压缩空气储能技术简介

压缩空气储能（ Compressed Air Energy Storage ， CAES ）是一种大型物理储能技术，在电网负荷低谷期间，通过压缩机压缩空气，将高压空气存储在储气库中，同时，压缩热由储热介质进行回收；在电网高负荷期间放出储气库内高压气体在空气透平中膨胀做功，驱动发电机向电网输送电能 。

压缩空气储能技术路线有补燃式和非补燃式。国外早期的压缩空气储能电站，如德国的 Huntorf 电站（ 1978 年）、美国的 Mclntosh 电站（ 1991 年），均采用补燃式技术路线：基于燃气轮机技术开发，即将高压空气与天然气在燃烧室内燃烧，通过燃气轮机驱动发电机发电。与补燃式压缩空气储能技术相比，非补燃式系统的能量转换效率比补燃式系统高 10% ～ 20% ，且无污染、零碳排，更加符合节能、低碳、环保的时代要求。近年来，国内中科院、清华大学、中国能源建设集团分别开发出不同容量等级、不同蓄热形式的非补燃式压缩空气储能技术路线，并且已实现 60MW 井井盐穴压缩空气储能国家示范项目商业运行，同时，全国有多个 100MW ～ 300MW 装机容量的压缩空气储能电站在建项目 ^[4-5] 。我国在非补燃式压缩空气储能领域的工程应用方面世界领先。因此，笔者认为我国应以发展非补燃式压缩空气储能电站为主。图 1 为非补燃式压缩空气储能系统原理图，非补燃式压缩空气储能发电系统，由压缩环节、换热环节、储热环节、发电环节四个环节组成，主要设备包括压缩机、级间换热器、冷热储罐、储气装置及空气透平等。

非补燃式压缩空气储能技术具有以下特点：

（ 1 ） 选址灵活，可选择多种的储气装置 ：可选用天然或人工盐穴、煤矿巷道、地下人工硐室、压力容器或管线钢阵列等，随着建造成本降低，可以逐步摆脱地理条件限制。

（ 2 ） 储能效率较高 ：运行效率高达 60% ～ 70% 。

（ 3 ） 环境友好 ：无污染，零碳排。

（ 4 ） 单位成本较低 ：系统大规模产业化后的成本约 4000-6500 元 /kW 或 1000-1500 元 /kWh ，同抽水蓄能系统单位成本基本相当，低于其他储能技术。

三、 不同类型储能技术对比

综合考虑技术成熟度、发展状况以及后续规模化推广潜力，抽水蓄能、压缩空气储能及电化学储能将是储能产业的主要发展方向。表 1 重点对比分析了压缩空气储能、抽水蓄能、及锂电池储能的技术特点 。

电化学储能属于能量型储能，特点是快充快放（毫秒级响应），特别适合参与电网的一次调频过程，消除风、光出力的锯齿状波动，平滑功率曲线，提升电力品质。同时也能短时弥补部分电力缺口。缺点是造价高、寿命短，存在消防、安全、环保方面的不利因素。

抽水蓄能属于功率型储能，优点是效率高、响应快，具有较大的转动惯量。具备分钟级响应和长时间放电的负荷响应特性，能实现旋转备用、黑启动等功能，对电网的功率、频率平衡和稳定运行具有重要作用，是理想的储能形式。缺点是选址受场地条件制约、建设周期长。

压缩空气储能同样属于功率型储能，抽水蓄能具有的功能和特点它同样具备。在现有技术研发阶段，系统效率略低于抽水蓄能，系统响应时间在十分钟左右，略慢于抽水蓄能（当采用旋转备用运行时，响应时间 2 ～ 3 分钟）。优点是受场地条件制约小，建设周期短，工程造价随着规模化发展将低于抽蓄，具有良好的示范意义和推广价值。

《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确指出， “十四五”期间全国新型储能装机规模达到 3000 万千瓦以上。预计远期 2060 年，装机规模将会超 12 亿千瓦，储能时长需求将超过 10 小时。构建以新能源为主体的新型电力系统，既需要能量型储能，也需要功率型储能。压缩空气储能将以其灵活的储气形式、快速的建设时间、平价的建设成本在未来将占据较大的市场空间，成为抽水蓄能电站的有益补充。

四、应用场景

目前的政策和市场条件下，压缩空气储能电站主要应用场景为电网侧和新能源侧储能。

（ 1 ）电力系统安全运行的稳定器： 在电网调峰压力大，峰谷价差较大地区建设压缩空气储能电站，凭借其提供调频调峰、无功调节、旋转备用、应急电源、黑启动等功能，补充抽水蓄能电站提供电力辅助服务，接受电力系统统一调度，有效保障电网的安全稳定运行。

（ 2 ）新能源接入电网的优化器： 在新能源资源富集地区布局压缩空气储能电站，可优化可再生能源外送曲线，有效规避以风光为主的新型电力系统存在的波动性和随机性等突出问题，提高新能源场站的电网友好性，提升电网对可再生能源的消纳能力。

（ 3 ）特高压绿电外送的适配器： 与新能源 + 火电打捆送出相比，压缩空气储能技术在提高特高压电网输送能力的同时，可减少对传统火电的依赖，实现西部 100% 绿电外送，助力我国“西电东送”特高压输电通道建设。

五、 经济性 分析

从技术层面分析来看，单套 300MW 级压缩空气储能电站成本目前约为 6300 元 /kW ，系统效率可达 70% ，项目总投资约 18 亿元，未来可降至 4500 元 /kW 。参照目前抽水蓄能两部制电价 ( 容量电价 + 电量电价 ) 测算， 300MW 级压缩空气储能电站能够满足资本金收益率 6.5% 的要求。与其它形式储能技术相比，压缩空气储能在技术经济上具有一定的竞争优势和发展前景。

六、 结论与 建议

压缩空气储能属于功率型储能，具有与抽水蓄能相似的特点和功能。与抽水蓄能相比，其选址更为灵活，建设周期短，工程造价长期向低，值得推广成为抽水蓄能电站的有益补充。

目前制约压缩空气储能发展的主要制约因素是：盈利模式不确定。对各投资主体来说，投资的不确定性是最大风险。这也是压缩空气储能前期项目多，真正开工项目少的原因。为了促进压缩空气储能事业健康有序、可持续发展，笔者在政策层面提出下面建议。

（ 1 ）健全压缩空气储能价格机制

对于压缩空气储能，十四五期间可参照抽水蓄能，建立覆盖全寿命周期的满足固定收益率的容量电价机制，探索充放电电价优惠、调度小时数保证、允许容量租赁、发电权交易等收益模式。

（ 2 ）完善压缩空气储能市场机制

加快建立压缩空气储能参与辅助服务市场、电力现货市场、容量市场的机制。推动压缩空气储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务市场。

（ 3 ）提高压缩空气储能建设运营保障能力

明确压缩空气储能项目规划、备案、建设、并网流程，健全储能全流程管理体系，评估储能系统各环节安全隐患并提出针对性处置办法。

（ 4 ）有序开展压缩空气储能项目示范

优先支持利用废弃盐穴、废弃矿洞等废弃自然空间的项目纳规；优先支持有利于探索压缩空气储能发展新路径、新技术和能源安全保供的项目纳规。依托示范项目，深化研究压缩空气储能装备、系统集成、规划设计、调度运行、安全防护、测试评价等方面关键技术，提高压缩空气储能发电技术核心竞争力。