今年9月底，国际首套百兆瓦级别的先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口顺利并网发电，这座独立储能电站由中储国能牵头建设，技术来源自中国科学院工程热物理研究所，也是国内最早进行压缩空气技术研究的团队。

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自2013年国内第一套河北廊坊1.5MW储能示范项目投运以来，压缩空气技术研究在装机规模和控制成本上实现了不断突破，逐步由示范迈向产业化初级阶段。

（中储国能官网）

如今，能源转型建设如火如荼，储能为可再生能源消纳、匹配用电供需缺口、降低用电成本提供解决方案，作为储存和释放电能的大型充电宝，压缩空气储能的项目今年陆续上马，在建/规划的项目已经达到6GW。

长时储能的另类方案

按照技术原理划分，储能技术类型可以分为物理储能、电化学储能、热储能和化学储能几大类。物理储能将电能进行转化为其他形式的能力，比如重力势能、空气压力能等进行储存，在释放的时候又将这些能量以做功的形式重新转化成电能输送出去。

抽水蓄能和锂离子电池是目前两大主流的储能方式。抽水蓄能建设成本较低，技术要求、运营经验以及价格机制上相对更加成熟，2021年累计投运的规模占储能装机规模的八成以上。与此同时，以锂离子电池带头的电化学储能开始爆发，锂电池能够实现电能的快速充放，储存较多的能量，能够适应需要快速响应的储能场景，21年新型储能累计装机规模达到了5.73GW，其中锂离子电池的占比接近90%。

那为什么还需要空气充电宝呢？

原因在于随着新能源发电占比越来越高，需要消纳的电量增长要求容量更大，储能时间越久的基础设施来承载，我们把时长超过4个小时以上的储能技术称作长时储能，相较于短时储能，长时储能系统可以更好地实现用电供需的匹配。

应对快速增长的电量消纳需求以及不同场景的储能要求，现有存量和储存时长的制约不能只依赖两种储能技术来填补，况且这两种都各自有着明显的短板。抽水蓄能依赖水源和高度制造水势差，因此对建设场地有着明确的要求，并且通常施工需要6-8年的建设周期，短时间内无法快速上量；另外，应对需求的增长，扩容难度较大。

锂离子电池的最佳储能时长通常在1-4小时，因为电池性能会随着储存时长增加而衰退，需要更换。能量转化效率虽高，但是大规模的锂电池集成必须兼顾安全性，储能电站起火事故时有发生，无法作为长期稳定的储能基地。

而安全性、长时存储、摆脱地理约束等条件都是压缩空气储能所具备的，并且随着技术不断迭代，如今压缩空气储能项目逐渐在降低成本和提高转换效率的基础上快速上量，未来有望成为在储能赛道里占据一席之位，据观研报告网预计，乐观预期下2025/2030年国内压缩空气储能装机量可达到10.1GW/58.6GW。

何为先进？

现代最早的压缩空气储能商业化实践从1978年德国亨托夫电站开始，1991年美国也建了一座麦金托什电站，规模均是百兆瓦级别，原理都是通过压缩机将空气压缩储存在洞穴里，需要供电时将高压空气释放，使用燃烧供热驱动膨胀机发电。

（中国金属加工网）

经过国内科研团队的努力，在原有压缩空气储能技术上进行了改进，一是研发了新型储气装置，如压力容器，压力管道等装置，提高了系统选址的灵活性。二是通过蓄热装置来储存热量，从而代替化石燃料燃烧做功驱动发电的方式，进而提升了系统的转换效率。

在此基础上，空气充电宝成为一种能够稳定储能4-10个小时甚至更长的时间，生命周期长达30-50年，不受地理环境限制的长时储能技术。随着新增的装机规模突破了100MW以上，目前单位投资成本也由10000元/W降至5000元/W，十分接近抽水蓄能的单瓦造价水平，但把建造周期缩短到了18个月以内。

回到储能的第一性原理，能量的转换在贮存和释放之间需要尽量减少损失。

新型压缩空气储能利用蓄热装置代替传统压缩空气储能的燃烧室，减少额外做功和二氧化碳的排放，实现系统效率的优化。河北张家口的这套储能系统的转换效率突破了70%，相比2013第一套10MW的系统提升了18.3个百分点，但离锂电池（80%-90%）仍有较大的提升空间。

另外，压缩空气储能分钟级别的响应速度较毫秒级的电化学储能技术差了几个量级，使其仍无法胜任一些需要快速响应的储能场景。

目前开拓出了多种新型的压缩空气储能技术，包括蓄热式压缩空气储能系统、等温压缩空气储能系统、水下压缩空气储能系统、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统等。其中只有蓄热式的技术路线较为成熟，加上我国还有大量废弃的矿洞、盐穴可供开发，资源禀赋上的优势帮助我国压缩空气储能发展较国际更加先进。

布局企业有哪些？

国内压缩空气储能产业链比较完备，上游核心设备包括压缩机、膨胀机、换热器、储气装置；中游由储能系统集成商提供集成服务，下游有安装商和投资运营商，为终端输送电力。

其中主要核心设备占到压缩空气储能投资项目成本的50%以上，主要设备均实现了国产化。

压缩机将气体压缩至储气容器中，应用领域包括冶金、石化、制药等领域，储能使用的压缩机比普通机型流量更大、压力更高，在大型储能电站中采用轴流和离心压缩机结合机组的结构。目前国内制造厂家主要有陕鼓动力、沈鼓集团，国外主要有阿特拉斯·科普柯、西门子等，目前国内单机能够实现压缩机容量可以达到100MW以上，但是应对300MW级别的项目就需要采取多台串联或并联的方式。

膨胀机把储气容器中的压缩气体降压后，将空气势能转换成动能驱动发电机发电，为提升膨胀发电系统效率，采用多级膨胀带中间再热的结构形式，国内厂家包括金通灵、哈电汽轮机公司等。

传统设备厂商积极参与国内压缩空气储能项目，寻找业务增长点。陕鼓动力与中能建数字科技集团签署战略合作协议，公司的轴流压缩机产品完成了300MW等级压缩空气储能系统及压缩机组的全部技术方案。金通灵与中储国能合作，为贵州毕节和山东肥城项目提供设备供应。杭氧股份为同里综合能源服务中心内500kW液态空气储能示范项目提供核心设备供应等。根据天风证券测算，到2025年上游核心设备累计市场空间有望达到185亿元。

总的来说，随着新型电力系统的搭建，未来长时大容量储能的需求会越来越高，储能技术的大推广总体要满足经济性、安全性和高效率这几个维度的要求。经济效益依赖单位成本的降低，随着压缩空气储能不断提高规模容量，仍有较大的降本空间，在长远的未来，空气充电宝经济、清洁，不受资源、地理环境限制的优势有望凸显。

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