3.3.6成本估算
由于全球各地尚未建造大型A-CAES系统，因此必须从报告和学术文献获得参考。然而，这些来源中有许多提供了D-CAES系统的估计值，或者没有具体说明该系统是非绝热的还是绝热的。这给CAES的真实成本与报告成本带来了不确定性。
尽管如此，可以开发出高、中、低成本的估算值，并与报告的数字进行比较。例如，天然气发电厂和热储能系统的成本信息可用于分别估算CAES系统电力和能源容量的参考成本。由于CAES系统的地上部件（如压缩机、膨胀机和热交换器）技术成熟，它们的成本可以给定的工厂进行估计。可以使用来自聚光太阳能应用的数据以一定的准确度估算低温和中温蓄热的成本。高温储存（600℃以上）的成本更不确定。大部分剩余的不确定性CAES成本来自空气储能成本的不确定性。
使用消费者价格指数，根据指定年份至2020年的通货膨胀调整成本。如果没有指定年份，则使用发布日期。此外，一些消息来源假设往返效率高于实践中可能实现的效率，并且没有将往返效率分解为充电效率和放电效率。根据研究团队的计算，充电和放电效率具有相似的值。因此，作为简单的近似值，报告的往返效率的平方根用于近似充电和放电效率。为了标准化成本估算，将引用的能源成本乘以近似放电效率与模拟的放电效率的比率。报告的效率高于研究团队的估计，这种方法会增加能源成本。同样，将电力成本乘以模拟报告的往返效率与往返效率的比率。在对通货膨胀和效率进行调整之后，研究团队对六项估算值进行平均，以得出2020年电力和能源成本的单一估算值。
研究团队通过应用来自提供近期和2050年成本估算的参考文献中的成本降低假设，使用对2020年成本的估计来预测到2050年的成本。由于没有建造A-CAES项目，在这里产生了额外的不确定性。根据对文献的回顾，假设在高成本、中成本和低成本情景下，从2020年到2050年，电力成本可能分别下降0%、8%和24%。作为背景，美国国家可再生能源实验室发布的2020年度技术基准(ATB)预测，天然气发电厂的投资成本将在2020年至2050年间下降14%。尽管这份报告没有解释这些假设的基础，但设计和涡轮机械和其他燃气轮机部件的制造改进通常也适用于CAES系统。同样使用文献中的值作为假设的基础，即在2020年至2050年期间，高、中和低成本情景的能源成本可能分别下降0%、11%和50%。研究团队的低能源成本情景反映了改进选址和开发空气储存设施的潜力，以及热储能成本的下降。表3.4总结了研究团队对2020年和2050年成本和效率值的估计。
表3.4 2020年到2050年A-CAES的成本假设
鉴于成本数据有限，没有估算A-CAES系统的放电和能量组件的固定和可变运维成本。这是将A-CAES排除在容量扩展建模分析之外的原因之一。但是，可以将A-CAES成本与其他建模储能选项的成本进行比较，以推断该技术的潜在作用。在电力与能源的资本成本方面，如果A-CAES能够实现类似的低能源成本，则它可以作为长时储能的选项。否则，A-CAES在长时储能或短时储能方面将没有竞争力。
3.3.7 CAES技术改进的潜力
本节简要介绍一些可用于改进CAES的技术概念、性能或成本。本次讨论主要集中在可能相关的概念上，可以确定合适的地下储存地点的情况。只有液态空气储能才有意义地解决了地上空气储存的问题。研究团队讨论了可应用于D-CAES和A-CAES系统的两个概念；然后讨论液态空气储能和关于绝热或绝热系统特有的其他概念。
（1）涡轮机
如图3.7所示，在排放期间将空气节流到第一台涡轮机的输入压力的要求显著降低了CAES系统的排放效率。这种效率损失可以通过可变压力节流阀来减少。在排放过程中，节流阀依次将空气调节到两个压力水平，并且两个涡轮机都可以保持在恒定的运行条件下。在排放过程开始时，压缩空气被节流以匹配高压涡轮进口；然后它串联通过两个涡轮机。当洞穴压力低于第一个涡轮入口所需的压力时，压缩空气绕过第一个涡轮并被节流，以匹配第二台涡轮的入口压力。通过节流阀减少有效功损失，提高了系统的排放效率。
（2）燃气轮机的再利用
已经提出的一种削减成本的方法是重新使用计划关闭的天然气发电厂的燃气轮机以降低CAES充电和放电电力的成本。
然而，CAES系统仍然需要其他组件来执行诸如热交换、蓄热和空气储存等功能。而要重新使用现有的燃气轮机，需要进行重大修改。这些单元包含集成的压缩机和涡轮机。而在膨胀的过程中产生的一部分动力驱动压缩机，而其余的动力用于发电。这种操作模式需要同时进行压缩和膨胀。然而，对于CAES系统操作，压缩（充电）和膨胀（放电）步骤必须分离。处理这种设计差异的一种方法是通过向燃气轮机单元添加离合器机构来分离压缩机和膨胀机。另一种方法是使用一半的气体通过从压缩机中移除叶片，并添加旁路以仅使用膨胀机，反之亦然。通过这种修改，需要两个燃气轮机来构建压缩机和膨胀机。
另一个考虑因素是燃气轮机设计为在特定压力下运行比率和最大压力限制内，因此它们只能用于低压的压缩和膨胀阶段。这种改造方法的另一个挑战是现有涡轮机的位置可能与地下空气储存可用的地点不一致。或者重新利用燃气轮机会产生成本。鉴于这些问题，重新利用退役的燃气轮机似乎不太可能是一个有吸引力的选择。
（3）液态空气储能(LAES)
液态空气储能(LAES)系统通过将空气压缩至液态进行储能，与A-CAES系统类似，但随后空气在其压力降至接近外部环境水平之前被冷却。而其减压过程可以将空气温度降温约为-196℃，其中一些空气变成液体（空气是混合气体；它的主要成分是氮气，在-195.8℃时液化）。而未变成液体的空气在环境压力下仍为冷气体，这种空气通过热交换器来冷却高压的环境温度的气体。为了发电，液态空气可以加热膨胀成为气体，然后通过一个或多个涡轮机使用的布雷顿循环技术发电。在任何一种方法中，压缩产生的热量都会被储存起来，以便在放电期间使用，就像A-CAES一样。在放电期间回收冷热能并将该能量用于下一个充电循环的能力是LAES系统独有的。
LAES系统的充电和放电功率容量可以独立调整大小，就像在CAES系统一样。
然而与CAES系统不同的是，LAES系统具有选址灵活性，因为所有组件都部署在地上。液态空气的能量密度估计约为95kWh/立方米，约为CAES能量密度的10～20倍。这显著减少了地上存储相关的挑战。LAES系统的储能容量随其低温罐和冷热储热器的大小而变化。使用汉普森-林德循环、克劳德循环或其他循环的气体液化技术是一种成熟的工艺，已用于工业气体供应、天然气液化和其他应用。与其他液化工艺相比，LAES系统的新颖之处在于循环利用热能，这是将往返效率提高约50%～60%的关键。在非LAES系统液化设施中，不可能从压缩和膨胀中回收热量，因为通常是对外排放的。与附近来源的废热集成可以进一步提高LAES系统的效率。
对于LAES系统，技术成熟度不是主要关注点，尽管气体液化设施确实需要先进的工业能力和熟练的劳动力。关键问题集中在成本和效率上。鉴于迄今为止的技术发展有限，目前尚无可靠的成本估算。
（4）具有电阻加热蓄热的A-CAES
对于典型的A-CAES系统，蓄热器的温度取决于压缩机的压力比以及是否采用中间冷却设备的决定。电阻加热可用于提高蓄热温度。对于给定体积的存储空气，较高的温度会提高排放效率和能量容量。此外，较高的温度增加了压缩阶段的设计灵活性。
由于电阻加热在用于压缩的能量之外引入了额外的能量，因此根据其定义，具有这一功能的系统不再是绝热系统，但它们仍然可以作为一种电力存储形式。在文献中，这些系统被描述为“热储能和压缩空气储能系统的组合”或“混合热储能-CAES”。
开发商可以设计蓄热系统以满足每个膨胀阶段的最高允许温度。对于高压涡轮机，其最高温度受到材料限制。对于最终膨胀阶段，允许的涡轮机入口温度可能与开放式布雷顿涡轮机的温度一样高，约为1,400℃。通过电阻加热，CAES系统的蓄热组件可以类似于热储能系统。
（5）用于电网脱碳的A-CAES
尽管D-CAES不是本章的重点，但在考虑整个电力系统脱碳的更大挑战时，该技术可能会发挥作用。正如研究报告讨论的建模分析所示，即使在碳排放高度受限的情况下，也会部署可调度的发电资源，例如具有碳捕获和封存（碳捕获率约为90%）的燃气轮机。与碳捕获和封存(CCS)配对的D-CAES系统可以被视为类似于带有碳捕获和封存(CCS)功能的燃气轮机。不同之处在于，D-CAES系统可以使用低碳电力提前压缩空气，从而提高排放过程中的燃油效率。当储存的空气耗尽时，D-CAES设备可以切换模式以同时操作压缩机和膨胀系统，就像天然气发电机一样。或者可以使用氢气代替天然气，以消除对现场碳捕获和封存(CCS)的需求。
3.3.8 与压缩空气储能技术相关的总结和建议
尽管几十年来人们一直对A-CAES感兴趣，并且具有运行两个D-CAES储能系统的经验，但这种储能技术的部署并没有取得成功。地上CAES一直是开发商的研究主题，但研究团队认为这是不切实际的选择。地下空气储存的CAES在地上部分方面并不存在重大的技术挑战，而其面临的挑战是如何寻找和开发合适的地下场所来储存压缩空气。
盐丘、层状盐和硬岩中的洞穴是地下空气储存的有吸引力的选择。然而，化学能（例如氢气）储存是这些地质特征的竞争用途，考虑到其更高的能量密度，可能会更经济。研究表明多孔介质（例如含水层和枯竭的油气井）可用于部署CAES，但这些选项尚未得到证实。
A-CAES通常适用于长时储能，其中能源成本低是关键指标。
这些系统的主要成本驱动因素是选址过程、空气储存设施的开发和储热设备。尽管CAES的成本估算受到多重不确定性的影响，但该技术的能源成本估算通常高于预计未来可用的其他储能技术的估算。CAES的电力成本预计不会显著下降。
提高效率和降低电力成本的潜在机会包括安装旁路涡轮机、重复使用现有燃气轮机以及对对蓄热组件采电阻加热。然而，这些选择都没有解决开发足够的地下空气储存的关键问题。液态空气储存确实解决了空气储存的难题，因此它可能提供一条更有希望的前进道路。然而，鉴于液态空气系统的开发处于早期阶段，需要更多有关性能和成本的数据来评估液态空气是否可以成为具有竞争力的储能技术。
最终，A-CAES系统在地下存储的部署似乎是可行的，并且在某些地质资源有利的地区，它可能在未来发挥重要的作用。然而，随着其他长时储能技术的成熟，地质限制和有限的成本降低潜力似乎会使CAES系统的竞争力随着时间的推移而降低。除非液态空气储能系统被证明是一个例外，否则CAES系统不太可能在美国或全球各地的电网规模储能中发挥重要作用。
3.4 结论和要点
本章重点介绍两种得到最广泛讨论的机械储能形式：抽水蓄能（PSH）和压缩空气储能（CAES）。
从技术或实施的角度来看，这些储能形式几乎没有共同之处，但它们确实具有相对于其他技术（如化学储能和电化学存储）具有低能量密度的共同属性。因此，抽水蓄能（PSH）和压缩空气储能（CAES）设施占地面积大，必须在地质有利的位置选址，并且无法实现模块化。
（1）抽水蓄能设施
•就装机功率和储能容量而言，抽水蓄能（PSH）设施是迄今为止在美国和全球占主导地位的电力储能技术。
•抽水蓄能（PSH）设施是的利用率一直在下降。在包括美国在内的几个国家，而对低成本、灵活的天然气发电的依赖增加减少了抽水蓄能（PSH）设施的电价套利机会。
•由于目前对其服务的需求不足以及未来需求前景不确定，抽水蓄能（PSH）设施的增加部署仍面临巨大障碍，尽管随着对可再生能源发电的依赖增加，这种情况可能会发生变化。中国最近投资的大规模抽水蓄能（PSH）设施是由于具有独特的体制和监管条件，即使可能得到借鉴，也很难在其他国家和地区复制。
•充分优化现有抽水蓄能设施以利用有组织的批发市场，可以使抽水蓄能设施目前产生的市场收入增加三倍以上。此外，很少有其他储能技术显示出能够显著抵消或超过其经过通胀调整的购置成本的资本增值潜力。
•尽管如此，在竞争激烈的电力市场中新建的抽水蓄能设施的可行商业模式尚未得到证实。由此产生的不确定性和财务风险仍然是美国部署抽水蓄能设施的主要障碍。
•为电力部门的脱碳制定合理的时间表，并制定竞争机制以支持从抽水蓄能设施和其他储能项目获取服务的承购协议，这将有助于解决这些障碍。
•美国政府应考虑采取进一步措施，延长抽水蓄能设施许可证的有效期，并将美国联邦政府拥有的抽水蓄能设施实现私有化，以激励有效利用。与此同时，美国电力行业和金融机构应继续努力为抽水蓄能设施开发新的商业模式和融资策略。
（2）压缩空气储能系统
•使用压缩空气实现电网规模的储能是一个传统的想法，但只有两个项目来证明这一概念（都是非绝热系统，这意味着压缩过程中的热量不可逆地排放到环境中，并通过气体燃烧恢复膨胀）。其他CAES项目（包括绝热系统，其中捕获压缩热量，与压缩空气分开存储，并在膨胀过程中返回）已经规划，但尚未建成。
CAES系统也可以根据它们是否在地上或地下存储压缩空气。由于地上空气储存的固有问题，CAES的电网规模部署取决于合适的大规模地下空气储存。
•即使地上CAES系统可以实现与其他电网平衡选项相比，具有竞争力的电力和能源成本，其他考虑因素（如效率、选址灵活性、响应时间和模块化）也将有利于部署电化学储能技术或需求管理。由于这些原因，具有地上空气储存的CAES通常不适合短时储能或长时储能。
•只有液态空气储能才能有意义地解决地上空气储存。
•对潜在地下空气储存地点的区域分析通常在宏观范围内进行，但必须在特定地点评估技术和经济可行性。
•如果可用于储存应用的盐穴供应在地质上是有限的，那么化学能（即氢气）储能将具有更高价值，因此可能成为首选。
•需要对确定合适的地下空气储存地点的挑战进行更多研究，以评估CAES是否可以在电网规模储能应用中发挥重要作用。
•如果能够降低成本，A-CAES可以作为一种长时储能选项。
•最后，带有地下空气储存的A-CAES似乎是可行的，并且在一些地质资源有利的地区，可能在未来发挥重要作用。然而，随着其他长时储能技术的日益成熟，地质限制和有限的成本降低潜力似乎可能使CAES的竞争力随着时间的推移而降低。除非液态空气储能被证明是一个主要例外，否则CAES不太可能在美国或全球的电网规模储能中发挥重要作用。
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