储能江湖风起云涌。

4月30日，山东肥城国际首套300MW/1800MWh先进压缩空气储能国家示范电站并网发电。

据了解，该项目是全球首套300兆瓦先进压缩空气储能电站，具有完全自主知识产权，可连续放电6小时，年发电约6亿度。

5月16日，甘肃酒泉玉门300MW压缩空气储能电站示范工程EPC总承包项目又启动招标。

频频传来好消息，压缩空气储能一时间也吸引了业内目光。

那么，压缩空气储能项目建设提速透露了什么信号?在电化学储能引领的储能江湖中，压缩空气储能又将扮演何种角色呢?

长时储能是必然

储能的大发展源于风光可再生能源的间歇性、不稳定性。前者的应用有助于提升可再生能源的利用率。

从技术路线层面看，以电化学储能为代表的新型储能技术为当前主流。据中关村储能联盟统计，截至2023年底，我国新型储能装机规模达34.5GW/74.5GWh，平均时长2.15h。其中超过97%的装机为锂离子电池。

不过，随着可再生能源发电比例不断提升，长时储能开始成为行业发展新方向。那么，何为长时储能?其又因何能引领行业呢?

从各国给出的标准看，长时储能定义并不相同。比如英国将储能时长6小时以上的储能定义为长时储能，我国的界定标准则为4小时以上储能时长。

深究看，长时储能之所以成为行业焦点，与可再生能源装机提升密切相关。

此前，业内曾有声音认为，当国内新能源发电在整个电力结构的占比达到约25-30%时，就会产生较大的长时储能需求。

截至2023年底，全国累计可再生能源装机容量达到15.3亿千瓦，占总装机容量的52.4%。与此同时，截至2023年底，我国新增可再生能源装机3亿千瓦，占当年发电新增装机容量的85%。

显而易见，可再生能源已成为新增发电主力，而发展长时储能也箭在弦上。

目前来看，为适应上述变化，电化学储能已开始卷电芯。其中，能够储存更多能量的大电芯成为发展方向。

在碳索能看来，大电芯便是电化学储能企业适应长时储能趋势的自我调整。

不过，大电芯虽然能储存更多能量，但也面临热管理难度增加、安全隐患加大等难题。

长远看，若上述难题得不到妥善解决，电化学储能发展势必会遭遇瓶颈。那么，发展长时储能还有别的技术选项吗?

压缩空气成新选项?

新型储能技术中除电化学储能外，还有液流电池储能、重力储能、氢储能，以及前文提到的压缩空气储能。

相比于电化学储能，其他新型储能技术面临产业发展起步晚、市场规模小、投资需求高，以及产业链配套不成熟等限制。

以压缩空气储能为例，相比电化学储能，压缩空气储能存在系统复杂且成本高的缺点;以及系统容量大，可充放电循环次数高，使用寿命长的优点。

若抛开电化学储能不谈，长城证券研报显示，4～8小时区间，经济性最优的是采用盐穴储气的压缩空气储能系统，该成本约1000元/kWh。相同时间段，液流电池储能系统成本高达2000元/kWh。

可见，压缩空气储能在长时储能发展浪潮中拥有不错前景。目前，随着山东肥城、甘肃酒泉玉门压缩空气储能项目消息传来，压缩空气储能技术推广亦有望提速。

眼下，随着多个项目落地，压缩空气储能领域也涌现出不少实力企业。比如中储国能、中国能建、东方电气等。其中，中储国能与中国电建是国内压缩空气储能发展的探路者。

先看中储国能，这家企业成立于2018年，是中国科学院工程热物理研究所百兆瓦级先进压缩空气储能技术的产业化公司。

项目方面，公司已建成河北张家口国际首套100MW先进压缩空气储能国家示范项目、山东肥城国际首套300MW先进压缩空气储能国家示范项目。另据公司官网，其已列入规划项目超4000MW。

产品方面，中储国能旗下产品的全寿命度电成本为0.2-0.3元/kWh;其中100-300MW系统效率可达70%左右。

再看中国电建，早在2023年11月，公司便完成了中国能建湖北应城300兆瓦级压缩空气储能项目并网。近期，由公司开发的甘肃酒泉玉门压缩空气储能项目开启招标。显而易见，中国电建在压缩空气储能项目开发上亦将提速。

那么，压缩空气储能是否能挑战锂离子电池的江湖地位呢?

答案自然是否定的。据美国DOE的研究，若2030年锂电池储能系统价格能够在当前基础上再降低50%，即达到400元/kWh，则在10小时以下储能市场将几乎全部被锂离子电池占据。10小时以上至更长时间储能市场的比拼，则取决于压缩空气、液流电池等长时储能技术的技术进步。

从项目发展看，锂电池+其他新型储能技术的模式或许会是答案。比如，内蒙古能源局近期发布的“第二批电网侧独立新型储能电站示范项目清单”中，便有诸如“阿拉善阿拉腾敖包10万千瓦/40万千瓦时电网侧储能电站”等采用混合技术的项目。

在碳索储能看来，长时储能发展已成大势，不过实现长时储能却要因地制宜。目前来看，混合技术的开发模式弥补了单一技术的缺点，或有望成为长时储能发展的最终解。