陈海生：压缩空气储能产业化发展未来可期

2021年12月31日，国际首套100兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北省张家口市张北县庙滩云计算产业园顺利并网，正式进入系统带电调试阶段。

 “双碳”目标下，储能成为能源革命的关键支撑技术，压缩空气储能是新型储能重点技术之一。这项技术的现状和未来发展如何？《中国电力报》记者采访了中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业与技术联盟理事长、中科院工程热物理所研究员陈海生。他是我国先进压缩空气储能技术的创始人，也是张家口项目技术提供方的负责人。

陈海生：压缩空气储能技术的历史比较悠久，现代压缩空气储能商业应用最早是1978年德国的亨托夫电站，第二个是1991年美国的麦金托什电站，都是百兆瓦级。这两座电站的原理是将原有燃气轮机的压缩过程与后续的燃烧和膨胀过程分开，用压缩机将空气压缩并存在储气洞穴当中，在用电高峰的时候，高压空气释放，同燃料一起燃烧后驱动膨胀机发电。

但是，传统的压缩空气储能技术也存在一些问题：一是它的系统是在燃气轮机基础上改造来的，系统效率不够高；二是需要燃烧天然气或者其他化石燃料；三是需用储气洞穴来进行储气，受地理条件限制。所以，从20世纪90年代开始，许多科研人员就在陆续研发新型压缩空气储能技术。

我所带领的中科院工程热物理所团队是国内最早进行压缩空气储能技术研究的团队，从2005年至今已有17年的时间。刚开始做基础研究，包括系统和部件的耦合机理和热力学特性；后来做关键技术，比如压缩机技术、膨胀机技术、蓄热换热器技术等；在此基础上再做系统的集成与示范。系统集成过程当中也是一步步从小到大，2013年建成首个1500千瓦项目、2016年建成首个1万千瓦项目，到现在首个10万千瓦项目。目前，压缩空气储能技术总体处于从示范向产业化初期的发展阶段，国内有十几个高校和科研院所团队在做这方面的研究和应用。

陈海生：主要有几个方面的进步：一是进一步提高了效率，先进压缩空气储能技术主要通过系统优化和流程耦合匹配，以及压缩过程中压缩热回收来提高系统的效率。二是通过压缩热回收，用压缩热来替代燃料燃烧，不使用天然气等化石燃料。三是在没有储气洞穴条件的地方，通过研发新型储气装置，如压力容器、压力管道以及柔性储气装置等提高系统选址的灵活性。

陈海生：目前不同的储能技术，有不同优劣势。压缩空气储能技术的主要优势是规模大、寿命长、成本较低和储能时间长。它的规模可以达到百兆瓦级以上，储能时间可达4~10小时，甚至更长。因为都是机械装置，正常维护情况下寿命可达30~50年。单位千瓦时的成本比较低，首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目的系统初装成本约是1200~1500元/千瓦时，第二套项目，预计初装成本可以下降至1000~1200元/千瓦时。由于压缩空气储能系统寿命长，如果从全寿命周期来看，成本就更低，全寿命周期的压缩空气储能系统的度电成本约为0.15~0.25元，是度电成本最低的储能技术之一。当然，其成本根据具体项目的地理位置、地质条件、钢材等大宗商品价格而有所波动。

压缩空气储能的劣势主要有三个方面：一是目前压缩空气储能的效率约为70%，与效率较高的电池（85%~90%）相比相对较低。二是响应速度没有电化学储能快，负荷从0到100%的正常响应时间需要3~9分钟，而电化学储能是秒级到毫秒级的。压缩空气储能系统只有作为旋转备用时才可以达到秒级。三是一般情况下不适合太小规模的应用场景，规模太小，系统效率会下降，单位成本会增加。

基于以上的优势和劣势，压缩空气储能在大规模、长时间的应用场景具有一定的比较优势，具有很好的应用前景。

陈海生：压缩空气储能是典型的物理储能，系统中没有化学反应。储气装置本质上是一个压力容器，压力容器已有比较明确的规范，而且非常成熟。系统工作介质只有空气，空气不是可爆炸物。运行过程中的唯一风险点是泄露，只要按照正常的工作规范操作，安全性非常高。

陈海生：抽水蓄能的性能和压缩空气储能比较接近。抽水蓄能的规模可以做得很大，现在已经有吉瓦级的抽水蓄能电站；寿命非常长，北京密云的抽水蓄能电站是20世纪六七十年代建成的；效率比较高，可以达到75%甚至更高；单位成本比较低，为1000~1500元/千瓦时以下。这些优势和压缩空气储能相似，其中效率和成熟度更优一些。

与压缩空气储能相比，抽水蓄能有两个劣势。一是它要建两个水库，建水库占地面积比较大，通常需要几千亩，会存在淹没植被的问题，甚至还有移民问题，而压缩空气储能占地一般不超过百亩。二是抽水蓄能电站的建造时间比较长，一般建造时间是7~10年，而压缩空气储能的建造周期可以达到18个月以内。

总体上，压缩空气储能和抽水蓄能性能比较接近，处在同一个赛道。未来发展我认为大致会存在三个阶段：第一阶段，也就是目前，在不具备抽水蓄能电站建设条件的地方，建设一些压缩空气储能作为试点示范；第二阶段，当压缩空气储能发展逐步成熟，在建抽水蓄能电站条件不十分优越的地方，压缩空气储能可以替代一部分抽水蓄能；第三阶段，随着抽水蓄能电站技术经济性较好的建设选址逐步枯竭，而压缩空气储能技术的性能和成本逐步完善，压缩空气储能未来有可能成为长时间大规模储能的主流技术之一。

陈海生：我个人认为，在新型电力系统建设和“双碳”目标的需求牵引下，长时间大容量的储能需求会越来越多，对压缩空气储能在未来几年实现产业化，我总体持乐观态度。影响压缩空气储能能否快速实现产业化的影响因素主要有政策、技术和产业三个方面。

政策方面，国家很支持新型储能的发展，如果能够给予压缩空气储能一定的电价政策，将会大幅度缩短投资回收期，大大促进产业快速发展。

技术方面，压缩空气储能的进一步规模化是提高效率、降低成本和促进产业化的有效途径。我们目前正在攻关30万千瓦级压缩空气储能技术，随着规模的进一步增大，效率有可能达到75%左右，单位成本有可能降到800元/千瓦时以下，投资回收期可能会缩短至6~8年。

产业方面，随着压缩空气储能技术的逐步成熟，产业链逐步成熟规模逐步扩大，压缩空气储能技术的制造成本将进一步降低，这样可以吸引更多的投资，从而进一步促进产业化发展。