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压缩空气储能应用展望
摘要：压缩空气储能是一种大规模物理储能技术，可广泛应用于电网削峰填谷和大规模新能源消纳。当前我国压缩空气储能正处于由示范项目向产业化发展的关键阶段，呈现出良好的发展态势。
本文针对压缩空气储能发展中遇到的挑战，从电站建设、核心装备、标准体系、价格机制4个角度进行阐述，给出了推动压缩空气储能发展的建议，推动其向多元化、规模化、产业化方向发展，成为支撑我国“双碳”目标的关键技术。
引言
“双碳”目标战略背景下，我国以风电、光伏为代表的新能源发展迅猛，但由于其固有的间歇性和不稳定性，导致并网消纳困难。此外，我国电网负荷峰谷差逐年增大，对电网的安全运行造成了极大的影响。大规模储能技术是解决弃风弃光、实现电网削峰填谷最有效和最经济的手段之一，也是构建新型电力系统、支撑能源结构转型升级、实现“双碳”目标的关键技术。
作为一种极具发展潜力的大规模物理储能技术，压缩空气储能具有装机容量大、储能时间长、建设周期短、使用寿命长、清洁环保等优点，可以广泛应用于智能电网削峰填谷、大规模可再生能源发电等方面。同时，压缩空气储能还可以用于提供电网调频、调相、旋转备用、黑启动等辅助技术服务，具有广阔的应用前景。
上世纪四十年代，德国Stal Laval公司提出了利用地下洞穴储存压缩空气用于发电的概念并申请了专利，这一般被视作压缩空气储能的雏形。
1978年，利用当地丰富的盐穴资源，德国在下萨克森州北部建成了采用天然气补燃的压缩空气储能电站——Huntorf电站，标志着压缩空气储能正式进入商业化运营阶段。1991年，美国在阿拉巴马州建成了McIntosh电站，同样采用盐穴储气和天然气补燃。
进入二十一世纪以来，以非化石燃料燃烧、零碳排为理念的非补燃压缩空气储能的概念开始兴起，陆续发展出了多种技术路线并开展了示范验证。
2022年5月，江苏金坛60MW/300MW·h盐穴压缩空气储能国家试验示范项目正式投产运行，实现了我国在商业运行压缩空气储能领域零的突破，有力地推动了压缩空气储能技术的发展。
截至2022年底，我国在建和规划的电站装机容量已超过3GW，预计未来2年内将有数座甚至数十座电站投产运行，呈现出了良好的发展趋势。
然而，目前压缩空气储能电站主要布局在电网侧，功能上以调峰为主，其辅助服务价值未能得以体现，运营模式和价格机制尚不明晰，这一定程度上了制约了其发展。
压缩空气储能发展的瓶颈与挑战
▌已并网电站都布置在电网侧，新能源发电侧的应用有待工程实践验证。
目前我国已经实现商业运行和并网发电的压缩空气储能电站都布置在电网侧，其在储能过程中的输入是较为稳定的电力。当压缩空气储能电站建设在新能源侧时，电站需要适应波动性新能源特性，满足宽工况、变负荷的运行要求，这有待于工程实践验证。
此外，目前已经投产和在建的压缩空气储能电站大多采用盐穴储存高压空气，盐穴储气具有容量大、压力高、安全可靠、经济性好等优点，但其仍然存在一定程度上的选址受限问题。
目前，我国大力发展“沙戈荒”和“深远海”大规模新能源基地建设，在地理上一般不具备建设配套盐穴储气压缩空气储能电站的条件。在“沙荒”地区，压缩空气储能可采用管线钢或者人工硐室储气，但对于管线钢技术路线而言，仅其储气系统造价就高达5000~6000元/kW，不适合大规模使用。人工硐室储气部分的造价2000~2500元/kW，未来还有进一步下降的空间，可用于大规模压缩空气的储气空间。
我国目前规划建设的人工硐室储气压缩空气储能电站较多，但大多数处于可研阶段或者建设初期，其技术成熟度、安全性、可靠性有待通过示范项目进行工程验证。
在“深远海”新能源基地，未来有望采用水下柔性气囊储气的压缩空气储能技术路线，其利用水的静压实现恒压储气和恒压透平发电，工作压力恒定，储能效率高，可应用于水光互补、海上风电等场景。但目前水下柔性压缩空气储能还处于试验项目原理验证阶段，距离真正的工程应用还有一段的距离。
▌电站参数差异化明显，核心装备定制化生产导致成本过高。
压缩机、透平膨胀机、换热设备是压缩空气储能电站地面系统的核心装备，其对压缩空气储能电站的经济性具有较大的影响。受储气条件、接入条件、应用场景和投资规模的影响，目前各压缩空气储能电站的装机容量和技术参数差异化较为明显。
以江苏金坛和三峡化德2个项目为例，2座电站的装机容量均为60MW，金坛电站采用盐穴作为储气库，储气容积为2.24×105立方米，运行压力为13.2~14.0MPa；化德电站采用人工硐室储气，储气容积为4×104立方米，运行压力为4~10MPa。
这2个项目技术参数的差异导致压缩机、空气透平这2个核心装备的结构形式、技术参数、运行模式都有较大的差别，市场上尚未有系列化产品，需要定制化生产，因此研发成本较高。
▌压缩空气储能标准体系建设有待完善。
标准化工作是压缩空气储能产业健康有序发展的重要支撑，为此，需要加强压缩空气储能标准体系建设，积极推进压缩空气储能关键标准的实施落地及其与现有能源电力相关标准的衔接。
然而，目前压缩空气储能正处于由示范项目向商业化过渡的关键阶段，压缩空气储能领域标准化的工作也处于起步阶段，标准体系建设存在顶层设计不足、标准编制与立项系统性不强、关键性技术标准缺失等问题，尚未建立科学健全的标准体系。
▌以调峰为主的运行模式无法释放压缩空气储能的价值，成本疏导机制不完善。
目前压缩空气储能电站主要作为调峰电站进行使用，运行模式较为单一。以金坛电站为例，电站的装机容量为60MW，与常州地区用电尖峰时段6×104~7×104kW的电力缺口相当。电站按照江苏电网的调度运行，主要是为晚高峰提供电力供应。
经权威机构检测，金坛电站的一次调频特性优于电网对火电、燃气轮机及抽水蓄能电站的考核要求，还具备调相、黑启动、旋转备用、无功支撑等电力市场辅助服务功能。然而，金坛电站目前尚未参与提供除调峰外的其他电力服务。另外，目前关于新型储能技术还没有明确的成本疏导机制。金坛电站目前执行的是临时性“两部制”电价政策以维持电站日常运营，虽然金坛电站主要作为调峰电站调度，但根据目前的临时政策，电站无法享受尖峰电价，这在一定程度上影响了电站的经济性。
压缩空气储能产业化发展建议
▌加快推进多元化压缩空气储能商业电站建设。
在国家相关政策的指引下，建议各省市能源监管部门制定相关地方性政策和支撑措施，加快推进压缩空气储能商业电站的建设，做好储气资源勘探工作。各地可根据自身电力系统的结构特点及实际需求，因地制宜、扬长避短，选择合适的技术路线和应用场景进行压缩空气储能电站的建设。
在青海、内蒙古、陕西、甘肃等地区，建设支撑大规模风电、光伏新能源消纳的压缩空气储能电站，支撑大规模新能源大基地建设；在江苏、山东、湖南、广东等地区，建设大规模调峰电站，支撑当地电力需求。
▌开展压缩空气储能核心装备标准化、系列化相关工作。
建议以揭榜挂帅、首台套申报等方式组织能源领域重点制造企业破解和解决压缩空气储能核心装备研发和生产中的共性难题和关键技术，尽快完成压缩机、透平膨胀机、换热设备等核心装备标准化、系列化的设计及制造体系，根据装机容量和技术参数的不同形成系列化产品，降低关键设备的制造加工成本，进一步提高压缩空气储能电站的经济性。
▌加快建设压缩空气储能标准体系。
建议各级标准化工作主管部门加快压缩空气储能标准体系建设，尽快推动构建层级明确、协调统一、具有较强指导性的技术标准体系，需涵盖压缩空气储能规划设计、电站施工调试及验收、运行维护、核心装备、储气系统、技术经济等各环节。将压缩空气储能标准建设工作与技术创新、工程示范一体化协同推进，不断提升标准编制水平，完善标准体系建设。
▌支持新型储能电站参与电力现货和辅助服务市场，建立容量补偿机制，合理设置补贴机制。
建议能源监管部门带领各省级电力市场主管部门、交易中心、电网调度部门继续完善电力现货、辅助服务市场。支持并有序推动包括压缩空气储能在内的新型储能电站参与电力现货市场调峰及提供调频、备用、无功服务、黑启动、惯量支撑等辅助服务，明确新型储能电站参与电力现货市场的配套政策和实施细则，如调度方式、收益依据、结算方法等。
建议探索容量补偿机制或容量市场建设，弥补市场化辅助服务细化困难或无法覆盖的但新型储能确有提供的辅助服务价值。探索储能租赁市场，增加新能源补贴储能的储能获利方式。
在现货市场、辅助服务市场的容量补偿等机制未完善，或市场机制到位但压缩空气储能仍仅能勉强维持运营时，建议搭配依据项目一事一议的补贴机制，保证各电站具有合理的收益，为技术创新提供持续动力。当压缩空气等新型储能因各种原因参与市场困难时，建议参考抽水蓄能的电价政策给予合理的容量电价，保证电站具有合理的收益率。
压缩空气储能是一种清洁环保的大规模长时间物理储能技术，在电网侧、电源侧、负荷侧均可发挥多项功能，具有广阔的应用前景。目前，我国压缩空气储能技术正处于由示范项目向大规模商业化应用发展的关键阶段，呈现出了良好的发展态势，预计未来1~2年内会有多座电站投入运行。
在发展趋势上，压缩空气储能也将朝着大规模、高效率、低成本、多元化的方向发展。然而，压缩空气储能发展也存在诸多的瓶颈和挑战：已并网电站均布置在电网侧，新能源发电侧的应用有待工程验证；受制于装机容量、核心设备定制化和储气系统施工费用的影响，成本仍然偏高；标准顶层设计不足，体系不健全；以调峰为主的运行模式无法释放压缩空气储能的价值，成本疏导机制不完善。
因此，建议因地制宜加快推进多元化压缩空气储能商业电站的建设，开展核心装备标准化、系列化相关工作，加快压缩空气储能标准体系建设工作，支持包括压缩空气储能在内的新型储能电站参与电力现货和辅助服务市场，建立容量补偿机制，合理设置补贴机制，进一步提高压缩空气技术的经济性和收益率，使其成为支撑我国实现“双碳”目标的关键技术。
