6月初，位于河北張家口的國際首套100MW壓縮空氣儲能項目施工現場熱火朝天。

　　中儲國能（北京）技術有限公司CEO紀律介紹，以中科院工程熱物理研究所為技術依托，該項目計劃年底投產，“經過多年技術沉淀，當前無論是裝機規模、技術水平，還是系統效率，我國新型壓縮空氣儲能均走在世界前列。” 

　　解決傳統壓縮空氣儲能瓶頸

　　壓縮空氣儲能利用電網負荷低谷時的剩余電力壓縮空氣，將其儲藏在高壓密封設施內，在用電高峰釋放出來驅動膨脹機帶動發電機發電。早在1978年，德國建成了世界首座大規模壓縮空氣蓄能示范電站，之后，美國、日本和以色列也相繼建設了相關項目。

　　“壓縮空氣儲能具有規模大、周期長、單位投資小等優勢，極具發展潛力。傳統壓縮空氣儲能技術來源于燃氣輪機技術，我國相關技術與國外水平相比有較大差距。”紀律告訴記者，壓縮空氣儲能依賴化石燃料燃燒提供熱源，需要特定的地理條件建造大型儲氣室，如巖石洞穴、鹽洞、廢棄礦井等，且系統效率僅在50%左右，經濟性相對較差。

　　近年來，為解決壓縮空氣儲能技術瓶頸問題，國內外學者開展了新型壓縮空氣儲能技術研發。目前中科院工程熱物理研究所取得了一系列國際領先的技術成果，不僅可以解決傳統壓縮空氣儲能依賴大型儲氣室、依賴化石燃料、系統效率低三個主要的技術瓶頸，還能以儲氣罐替代儲氣室，沒有場地限制，系統效率提升了10%—15%。從2013年開始，中科院工程熱物理研究所技術團隊分別在河北廊坊、貴州畢節建成1.5MW、10M級新型壓縮空氣儲能示范項目，后者系統效率達到60.2%，是目前全球系統效率最高的壓縮空氣儲能系統。

　　“在新型壓縮空氣儲能技術上，我國與國外發達國家的起點一致。目前全球已建成的兆瓦級新型壓縮空氣儲能項目的機構有4家，我國處于領先地位。張家口市 100MW先進壓縮空氣儲能示范項目預計年底投運，系統設計效率可提升至70.4%，將進一步鞏固我國在壓縮空氣儲能領域的國際地位。”紀律稱。

　　仍處于商業化初期

　　數據顯示，截至2020年底，我國已投運的儲能項目累計裝機規模35.6GW，其中抽水蓄能占比達89.3%，壓縮空氣儲能的占比僅為0.03%。世界領先的技術，為何沒能大規模推廣？

　　在紀律看來，壓縮空氣儲能是一項高門檻的領域，目前大多研發機構仍處于理論研究和系統分析階段。首先是技術門檻高，壓縮空氣 儲能是多學科交叉、多過程耦合的系統工程，在壓縮膨脹設備、空氣換熱、系統控制集成方面存在較高技術壁壘；其次是單機規模大、總投資較高，系統規模在10MW—100MW級示范工程的建設資金高達數億元，產業化還需要一個過程。

　　紀律指出，目前新型壓縮空氣儲能仍處于示范階段，隨著張家口100MW示范項目的建成，將完成百兆瓦先進壓縮空氣儲能型壓縮空氣儲能產品的定性，此后再致力于規模化量產和推廣。“1.5MW項目系統效率為52%，10MW項目系統效率為60%，100MW系統設計效率達到70%。未來隨著系統規模擴大，其效率將進一步提升至75%以上。系統規模越大、儲能容量越高，系統的效率就越高，隨之單位成本越低、經濟性越好。”在他看來，100MW級項目最具商業推廣條件，是大規模壓縮空氣儲能的真正“賽道”。

　　呼喚價格政策盡快出臺

　　相關預測顯示，作為新能源發展的關鍵支持技術，到2025年，我國儲能裝機將較目前水平增長10倍以上。

　　“要滿足電網系統對大規模、長時間儲能的需求，新型壓縮空氣儲能當仁不讓。與同屬物理儲能方式的抽水蓄能相比，新型壓縮空氣儲能在建設周期和投資成本上更具優勢，抽水蓄能建設周期為6—8年，新型壓縮空氣建設周期僅為1.5—2年，且不涉及移民搬遷問題。基于抽水蓄能對地理條件的要求，未來市場增量有限。”在紀律看來，壓縮空氣儲能同抽水蓄能一樣，都屬于長時大規模，并與電化學儲能及飛輪等形成互補關系。未來壓縮空氣儲能將主要應用于電網側，其次是大規模百萬機組發電側、核電機組和一些火電的靈活性改造方面。

　　新型壓縮空氣儲能具有本質上的高安全性。紀律介紹，儲氣罐多為中壓壓力容器，壓力等級較低，且空氣擴散能力很強，不具可燃性，無爆炸和燃燒風險。而采用地下鹽穴儲氣，對地面建筑和人員活動不會產生影響。

　　經濟性是行業大規模推廣的前提。日前，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。此舉有利于提升抽水蓄能電站的盈利能力。

　　紀律表示，新型壓縮空氣儲能同樣具備抽水蓄能的功能，價格機制和市場環境將助推行業進一步發展，呼吁相關政策盡快出臺。