助力双碳目标，压缩空气储能正当时——专访中储国能（北京）技术有限公司CEO纪律先生

近日，位于河北省张家口市张北县的国际首套100 MW先进压缩空气储能示范项目开始储热子系统安装工作，该项目建设规模为100 MW/400 MW·h，占地85 亩，系统设计效率70.4%。该项目由中储国能（北京）技术有限公司提供全套压缩空气储能设备，技术来源为中国科学院工程热物理研究所。据悉，该技术目前为国际领先水平，为探究压缩空气储能技术的发展现状及未来发展趋势，《储能科学与技术》杂志在4月14～16日召开的“储能国际峰会暨展览会2021”上采访了中储国能（北京）技术有限公司CEO纪律先生。

中储国能（北京）技术有限公司CEO纪律先生

《储能科学与技术》：压缩空气储能技术从何发展而来？目前国内外技术研究进展如何？

纪律：传统压缩空气储能系统（CAES）是基于燃气轮机技术开发的一种储能系统。在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧，然后驱动透平发电。目前已在德国（Huntorf 290 MW·h）和美国（McIntosh 110 MW）得到了规模化商业应用，在日本、以色列、芬兰和南非等国家也有相关研究和在建项目。

传统CAES系统具有储能容量大、周期长、单位投资小等诸多优点，但是传统压缩空气储能系统需要依赖燃烧化石燃料提供热源，不符合国际低碳发展的要求，也容易受到天然气源的限制。更为重要的是，由于储能密度低，压缩空气储能系统也需要特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，从而大大限制了压缩空气储能系统的应用范围。

近年来，为解决传统压缩空气储能技术的瓶颈问题，国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发工作，包括蓄热式压缩空气储能（或称为绝热压缩空气储能，不使用燃料，但仍需要大规模储气空间）、液态空气储能（不使用储气洞穴，但系统效率低）、超临界压缩空气储能（不使用储气洞穴和燃料，系统效率高，同时解决传统压缩空气储能所有技术瓶颈）等。目前，国际上已建成MW级新型压缩空气储能系统示范的机构共5家，分别是英国Highview 公司（2 MW·h 液态空气储能系统）、美国SustainX 公司（1.5 MW 等温压缩空气储能系统）、美国General Compression 公司（2 MW 蓄热式压缩空气储能系统）、加拿大Hydrostor 公司（1.75 MW/7 MW·h 蓄热式压缩空气储能系统）和中科院工程热物理研究所（1.5 MW 超临界压缩空气储能系统、10 MW先进压缩空气储能系统）。其中， 美 国 SustainX 公 司 和 美 国 General Compression 公司已经合并成立GCX 能源公司，继续开展压缩空气储能技术研发工作。

中国科学院工程热物理研究所自2005 年开展压缩空气储能技术研发工作，在国家“863”计划、“973”计划、国家重点研发计划、中科院先导专项等项目支持下，已经取得了一系列国际领先的技术成果：原创性地提出了先进压缩空气储能技术新原理，可同时解决传统压缩空气储能依赖大型储气室、依赖化石燃料、系统效率低三个主要技术瓶颈问题。突破了1～10 MW 级压缩空气储能系统关键技术。于2013 年在河北廊坊建成了国际首个1.5 MW 先进压缩空气储能示范系统，系统效率达到了52.1%，被评价为“我国压缩空气储能的一项重要突破，达到国际领先水平”。于2016年在贵州毕节建成目前国际唯一的10 MW 级新型压缩空气储能示范系统，系统效率达60.2%，是全球目前系统效率最高的压缩空气储能系统。于2017 年启动100 MW 系统研发及产业化工作，目前已完成100 MW系统设计，系统设计效率达70.4%，完成了系统关键部件加工、装配及测试工作，正在开展工程施工及设备安装工作。预计于2021年底完成调试，投入试运行。整体研发进程及系统性能均处于国际领先水平。

100 MW先进压缩空气储能示范项目核心设备多级组合式透平膨胀机

《储能科学与技术》：压缩空气储能技术研究难点或者说制约其发展的原因有哪些？

纪律：压缩空气储能技术研究的难点主要包括以下几个方面：（1）储能系统优化设计、集成与控制技术；（2）宽负荷多级压缩机全三维设计与变工况调节技术；（3）高负荷多级透平膨胀机全三维设计与变工况调节技术；（4）阵列式超临界蓄热（冷）换热器设计技术。

目前，压缩空气储能技术尚处于示范及商业化发展初期，未实现如抽水蓄能技术那样的大规模产业化，主要原因包括：（1）技术研发门槛较高，需要进一步提高系统性能。但由于压缩空气储能系统是多学科交叉、多过程耦合的系统工程，需要组建较大规模的研发团队，并且研发投入大、周期长，技术研发门槛高，因此开展压缩空气储能技术研发的机构较少，并且大多处于理论研究和系统分析阶段，开展实验及中试系统建设的单位较少，技术研发及示范周期较长；（2）项目投资门槛高，需要进一步推进大规模示范项目建设。压缩空气储能系统是适用于大规模长时储能的能量型储能技术，系统规模越大，储能容量越高，其单位成本越低，系统效率越高，经济性越好。因此，其最有优势的单体设备规模为100～300 MW，主要适合应用于电网侧、电源侧及少量高耗能用户侧应用，建设投资达数亿元，项目应用及投资门槛高，影响该技术的大规模产业化推广进程；（3）尚未出台压缩空气储能的支持政策，尚未形成合理的价格机制，因此未形成可推广的成熟商业模式。压缩空气储能技术可实现包括调峰、调频、调相、应急响应、黑启动等一系列功能，但目前往往只按照其某种功能进行结算，没有形成合理的市场价格机制，无法真正体现压缩空气储能的价值，未形成合理的、可复制的商业模式，从而推进该技术的大规模应用。其实压缩空气储能从功能、成本、效率、寿命等各方面，基本同抽水蓄能相当，针对抽水蓄能已形成两部制电价机制，建议参考抽水蓄能给予压缩空气储能相同或类似的电价政策。

《储能科学与技术》：就国内环境来说，想要开展压缩空气储能技术研发工作，需要具备怎样的条件？企业参与门槛有多高？

纪律：压缩空气储能技术是复杂的储电系统，其研发门槛较高，主要包括：（1）需要组建大规模研发团队。压缩空气储能技术是多学科交叉、多过程耦合的系统工程，各核心设备及工程均需要有专人负责技术工作，因此要组建涵盖了工程热力学、传热学、流体力学、电力系统、机械工程、控制技术等多个学科的大规模专业技术研发团队；（2）需要建设功能齐全的大规模系列化实验平台。压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长等技术优势，需要组建大型实验平台，包括基础研究、关键技术及系统集成的试验平台，开展主设备及系统的集成验证实验；（3）需要长时间的攻关和积累。压缩空气储能技术各核心设备在研发设计过程中及样机设计并加工完毕后，均需要开展大量实验研究工作，掌握实验数据并形成运行特性曲线，进而开展反向的优化设计，各核心设备的效率是一点一点提升的，整个研发过程是持续迭代提升的过程，需要较长的研发历程及研发周期；（4）需要长期稳定的资源投入。压缩空气储能属于典型的长时、大规模储能，其研发难度高、周期长，研发过程需要长时间大量的研发经费投入，并且样机及示范项目规模大，特别是系统规模达到10～100 MW 级，示范工程建设资金需求量大，达到亿元及数亿元规模，投资门槛高。

《储能科学与技术》：储能应用场景多样，没有哪一种技术可以做到一枝独秀，压缩空气的技术优势和应用场景有哪些？

纪律：先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术，可广泛应用于电力系统调峰、调频（二次或三次）、调相、旋转备用、黑启动等。

压缩空气储能系统的储能规模及储能容量越大，其效率越高，单位成本越低。因此，压缩空气储能属于长时大规模储能，主要适用于电源侧、电网侧及少数用电大户。

（1） 电源侧

大规模压缩空气储能系统主要配合大规模可再生能源发电基地运行，起到平滑输出等功能，储存可再生能源发电弃风弃光电量并在有用电需求时并网发电，按照可再生能源发电并网电价结算，并且可以提升可再生能源发电的调节能力，满足电网公司调度及爬坡率要求，减少罚款等。

针对大规模火力发电及核电，大规模压缩空气储能系统可以担负调峰任务，保证火电、核电机组高负荷平稳运行，并可作为电厂应急电源，保证电厂生产安全。

（2） 电网侧

大规模压缩空气储能系统可响应区域电网调度，配合区域电网运行调节，起到调峰、调频、电压支持、调相、旋转备用、应急响应等功能，为区域电网运行提供重要支撑，主要按照两部制电价机制获利，也可以参与电力系统辅助服务获得收益。

（3） 用户侧

针对大型用电企业，如电解铝、云计算、炼钢等，大规模压缩空气储能系统可利用峰谷电价政策运行，在用电低谷（电价低）时多购电并储存，在用电高峰（电价贵）时减少购电，利用已储存电能，可以整体减少购电成本，为企业运行获利。

《储能科学与技术》：对于任何一种技术来说，成本始终是绕不开的话题，压缩空气储能经济性如何？目前看到的更多是示范项目，何时实现商业化？

纪律：针对压缩空气储能技术，发电功率和储能容量越大，成本越低。目前，100 MW压缩空气储能的单位容量的投资成本约为1000～1250元/(kW·h)，待大规模产业化后有望降至1000 元/(kW·h)以下，系统平均每年的运行维护成本不超过初投资的1%，系统额定效率约为70%，较经济的储能容量暨发电时长为4～8 h，是典型的大容量长时放电的大规模储能电站，一般项目回收期约为5～9年，且系统寿命为30～50年，整体项目经济性较好，有广阔的推广应用前景。

压缩空气储能第一个10 MW 商业电站是山东肥城压缩空气储能电站，已基本建成，计划于2021年6月份投入运行。全球首套100 MW先进压缩空气储能示范项目位于河北张家口市，目前已完成主设备加工及测试，正在开展土建施工及设备安装工作，计划于2021 年年底建成。该项目是风光储综合能源示范项目中重要的组成部分，有望成为首个实现商业运行的100 MW先进压缩空气储能电站。通过首个示范项目完成产品定型，进而通过产业化公司投建核心设备的生产线，通过装备制造规模化生产进一步提升性能和降低成本，从而实现大规模压缩空气储能技术的大规模应用推广。

国际首套100 MW先进压缩空气储能示范项目储热子系统安装现场

《储能科学与技术》：在碳达峰和碳中和的目标下，储能市场空间如何，如何看待十四五以及未来中长期的储能发展趋势？

纪律：在碳达峰、碳中和的大背景下，可再生能源会加快发展，而储能技术是根本解决可再生能源间歇性、不稳定性的核心技术，因此目前能源领域的大形势对于储能产业发展非常有利。据国际能源署预测，到2050 年，储能装机将占电力总装机的10%～15%，是公认的万亿级市场，发展空间极大。目前，虽然抽水蓄能技术仍然占储能总装机的90%左右，但是近些年化学电池、压缩空气储能、飞轮等新型储能技术发展迅速。近年来，随着可再生能源的快速发展，对于储能技术的需求越来越迫切，各方最新的预测到2030年全球储能装机（不含抽蓄）将突破100 GW，到2040年将突破200 GW，新型储能技术在未来大有可为。

目前的储能技术包括多种，各自都有自身的优势和适用场景，因此，在没有新的重大技术突破的前提下，未来应该还是各项主流储能技术共同发展的态势。在后续储能产业发展的过程中，将进一步从规模、成本、寿命等方面推进储能技术升级，将系统规模从之前已成熟的1～10 MW 向100～300 MW 级跨越，将初投资成本从1500～2000 元/(kW·h)降低至1000元/(kW·h)以内，将度电成本降至0.2元/(kW·h)以内，将系统循环寿命从5000 次提高至10000 次以上，使各项储能技术更加有竞争优势。此外，个人认为还需要从以下几方面重点推进。

一是形成行之有效的储能产业发展规划。确定行之有效的储能产业中长期发展规划，研究推动将储能纳入能源、电力、新能源发展规划，做好储能技术路线导航指引和商业模式创新，引导储能产业持续、健康发展。

二是形成合理的储能价格机制和市场环境。继续加快电力市场化进程，形成合理的储能价格机制，充分体现储能系统各项功能及其价值。本着谁受益、谁承担的原则，建立各类市场主体共同参与的成本分摊和收益共享机制，明确各类储能电站作为独立主体纳入电力市场交易，为储能发展创造有利条件。

三是支持先进储能技术创新及应用示范。支持各类先进储能技术研发，进一步提升储能系统性能。支持100 MW级大规模储能示范项目建设，培育有市场竞争力的商业模式，并开展扶持政策的先行先试。鼓励多种储能技术的综合应用示范，以提高总体效率，丰富储能电站功能，更好满足不同储能用户的需求。

四是形成完备的储能产业标准体系。建立健全相关技术标准与工程规范体系，合理设置准入门槛，避免低价低质量竞争干扰市场正常运行，维护产业发展秩序。统一储能项目的管理要求，成立政府专属职能机构，建立科学的监管机制和有效的监管指标，保障市场的公平竞争。

相信，在国家政策的支持下，在储能用户及投资方的支持下，在储能产业同仁的共同努力下，储能产业必将迎来快速发展，储能的未来光明且美好。