没有完美的储能技术，压缩空气储能也不例外
“如果储能技术有革命性突破，能源革命问题将迎刃而解。”这句业内广为流传的共识，也是业内谋求能源转型的前置条件——储能是能源革命的支撑技术。当前电气式、机械式、化学式、热能式等上百种储能技术路线“百舸争流”并存发展，压缩空气储能“异军突起”成为今年热门“新秀”。
(资料图片仅供参考)
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据显示，截至2021年底，中国储能市场累计装机规模达43.44GW，位居全球第一。其中，抽水蓄能、电化学储能、压缩空气和飞轮储能等其他储能技术装机分别占86.5%、11.8%、0.4%。截至目前，据记者不完全统计，已签约压缩空气储能规模约8GW。
从实际不足0.17GW到签约规模约8GW，“名不见经传”的压缩空气储能何以在我国“崭露头角”？其应用场景和发展潜力如何？业内专家表示，没有十全十美的储能技术，空气压缩储能也不例外，其应用场景应一并考虑储能容量、功率、存储时间、效率、寿命及成本等因素，继而做出折中选择。
压缩空气储能，可视为用空气做的超大号“充电宝”，从燃气轮机发电技术延伸而来的储能技术，利用压缩机将空气压缩至高压状态，并密封储存在盐穴等储气库中，放电时通过压缩空气推动膨胀机做功发电。
世界上首个商运现代压缩空气储能电站1978年诞生于德国，虽进行了多代迭代和效率提升，但仍有局限。传统压缩空气储能需要燃烧化石燃料；其次，其依赖储气洞穴，受地理条件限制；再者压缩热未被回收，系统效率不够高。
经过十几年技术攻关，我国压缩空气储能技术获突破。电规总院近期召开的“大容量物理储能技术论坛暨《中国低碳化发电技术创新发展报告2022》发布会”（以下简称“发布会”）显示，压缩空气储能技术经历了从补燃式到非补燃式的发展，目前工程领域开展前期工作的大部分压缩空气储能项目技术路线为非补燃式。
据悉，“非补燃式”技术摆脱了对化石燃料的依赖，具有功率大、储能时间长、寿命长、安全性好等特点。去年至今，贵州毕节、山东肥城、江苏金坛盐穴压缩空气储能供电系统相继投产，今年一大批项目陆续签约上马。
由于应用场景类似，压缩空气储能与抽水蓄能常被同台比较。
抽水蓄能系统的循环效率为 70%—80%，预期使用年限约为40—60年。根据发布会内容，造价方面，抽水蓄能单个项目的装机规模多在120—200万千瓦之间，投资规模多在60—100亿元之间。2021年核准项目中，平均5367元/千瓦。2022年在建和规划的46个项目中，最低4200元/千瓦，最高8000元/千瓦，平均6200元/千瓦。抽水蓄能电站局限主要在于对地理条件要求较严格，建设周期较长，初始投资大，并可能涉及环境和移民问题。
压缩空气储能方面，援引自媒体消息，从目前已建成和在建的项目看，兆瓦级压缩空气储能的系统效率达52.1%，10兆瓦的系统效率达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。先进压缩空气储能项目，每千瓦单位装机成本为4000—6000元，寿命达30年以上，建设周期短需2年左右。
相较于抽水蓄能，先进压缩空气储能技术有较短的制造周期、较少地依赖自然资源，但其效率和可靠性恐略逊一筹。
“全工况运行数据＜运行数据＜实验数据＜设计数据，压缩空气储能实际全工况运行效率到底能达到多少，当前未见验证报告。但可以肯定的是，不如设计数据理想。”业内人士告诉记者，目前非补燃是闭式系统，因没有外界能量注入，随着气体被抽走，空气的压力和温度都在变化，膨胀机等离高效区间变远，可能会导致效率显著降低。“这就引申出另一个问题，要想获得高效率，需要调度贴近压缩空气特性，在电网侧调峰这是不可能的情况。”
另有业内人士指出：“抽水蓄能实际运行的最高效率可达82％左右，努力方向是达到85%及以上，而先进绝热压缩空气储能设计效率数据75%，这是技术特点决定的。”
造价水平、装机规模、技术水平互相交织，共同作用于经济性。“地下工程、设备大型化、地质条件等，压缩空气储能可靠性和维护成本待评估。当前系统造价高、投资回收期长。相比电化学储能系统响应慢，不利于配合新能源运行。”上述专家表示。
发布会也有专家指出，先进压缩空气储能经济性能有待进一步提高，系统成本尚有下降空间。
总体而言，储能技术能增加电网灵活性、改善电力质量、促进新能源消纳，不同的储能技术也有各自的特点与适用场景，没有完美的储能技术。归根结底，能否在市场中搏得一席之地，政策扶植是锦上添花，技术水平、经济成本、规模等级等才是市场角逐的“硬通货”。
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