中储国能纪律：“双碳”目标下，压缩空气储能迎来广阔发展空间 | 星科技•绿色科技

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近日，中储国能总经理纪律出席36氪WISE2022未来能源创投新风向大会，并发表题为“压缩空气储能的技术发展和产业化”的主题演讲。纪律认为，储能是能源革命的重要支撑技术，压缩空气储能作为典型的大规模长时储能技术路线，具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染等特点，目前技术已经逐步成熟并达到产业化的初期，在双碳大环境下将迎来广阔的发展空间。

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几大主流储能技术研发齐头并进

各位朋友大家好，我是中储国能公司纪律，非常荣幸能够参加WISE大会向大家介绍我们公司的情况以及我们在压缩空气储能方面的研发和产业化进展。

众所周知，我们现在处在双碳大环境下，双碳目标的提出首当其冲的是能源领域——碳排放最大的产业，会加速能源革命的进程。能源革命的一条主线是零碳的风光等新能源逐步成为主体能源，替代传统的化石能源。

但是风光能源的大发展，其先天不足，间歇性、不稳定性、周期性等非人为可控的因素需要解决，储能是根本的调节手段。所以伴随着风光发电的大发展和构建以新能源为主体的新型电力系统，储能产业势必迎来快速增长，所以储能现在也被称作能源革命的重要支撑技术。

现在储能技术分很多种，如抽水蓄能、压缩空气、飞轮都属于物理形式储能，各种各样的电池属于化学储能，超导、超级电容有的将其归类为电磁储能，也有的归类为物理储能，还有其他的新型储能技术路线，比如现在非常热的氢燃料电池，也是储能的一种。

不同的储能技术有各自不同的特点，适合用在电力系统的不同领域。电力系统对于储能有些需要大规模长时做调峰、能量管理、负荷平衡，比如压缩空气、抽水蓄能等属于大规模长时的储能技术；而有些需要短时瞬时响应，做调频、辅助服务、电能质量管理，如飞轮、超导、超电容等属于典型的功率型储能；电池基本上处于上述两类储能技术之间。所以，不同的技术有各自的适用场景，发挥不同的功能，目前几个主流储能技术基本上是齐头并进的发展态势。

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压缩空气储能优势明显

下面我具体介绍一下压缩空气储能技术。

压缩空气储能技术类似于抽水蓄能，是典型的大规模、长时、物理形式的储能，其基本原理是：当有余电、废电，电无法利用、需要储存时，可以通过电动机、驱动压缩机把空气压缩储存，过程中产生的热也用储热技术进行回收，等于将电能转化为机械能再转化为空气的压力能和一部分热能；在需要发电时，把高压空气释放，用储存的压缩热给空气预热升温，再用高温高压空气冲转膨胀机，由膨胀机输出轴功发电，等于又将空气的压力能和一部分热能转化为机械能，再转化为电能。

它的发电过程和传统的火电、水电类似，但做功介质不一样。火电是水蒸气驱动汽轮机转动，而压缩空气储能是空气驱动空气透平转动，都属于叶轮机械转动以后直接输出轴功，带动同步发电机发电，这种机械式发电方式是非常成熟、稳定可靠的。

这项技术有以下几个特点：规模大，单机可达到百兆瓦以上；适合大容量储能，储能容量是4-10个小时；建设和运营成本相对较低；整个系统全是机械设备，寿命在30年以上，如果检修、维护做得好，寿命到四五十年也是可实现的；整个过程没有任何化石燃料燃烧，不会有污染物的排放；没有地域条件限制，选址更加灵活；空气作为介质比较安全，没有燃烧爆炸的风险；机械式发电比较成熟、稳定、可靠；这项系统最核心的功能是储电，但运行过程中还会产生一部分热和冷，某种意义上可以实现冷热电的三联供。它的主要功能是调峰，就是削峰填谷、负荷平衡，同时运行起来也可以做调频，其具有转动惯量，也可以做调相、电压稳定的事情，又可以做旋转备用、应急响应、黑启动，功能和抽水蓄能高度一致。

美国能源部在2020年底的报告“电网侧储能成本和功能分析”，和我们的判断基本一致，首先这项技术适合大规模——100兆瓦以上的功率等级，同时适合做长时——4-10个小时。按照现阶段以及未来的趋势，压缩空气储能的单位成本在所有储能技术里较低，核心原因是它的储能介质是零成本的空气，主要成本是设备投入，所以成本优势明显。

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中储国能稳步推动压缩空气储能发展

下面介绍一下我们团队在压缩空气储能方面的工作进展。中储国能公司技术来源于中国科学院工程热物理研究所，研究所从2004年开始压缩空气储能技术研究，到今年已是第18年，走过了从基础理论研究、关键技术突破到示范、产业化的全过程。

我们最早从千瓦级起步，2013年在河北廊坊建成了国际首套1.5兆瓦超临界压缩空气储能系统，2016年在贵州毕节建成国际首套10兆瓦先进压缩空气储能系统，去年在张家口完成了国际首套百兆瓦先进压缩空气储能系统的建设，今年9月30日实现了并网发电，同时去年已经启动了300兆瓦系统研发，计划明年底完成第一个示范项目的建设，我们是一步一个台阶发展而来的。

我们团队最核心的竞争力是开展压缩空气储能的全套核心关键技术研发，具有完全的自主知识产权，没有任何技术受制于人或者依托于外单位，不会出现卡脖子的问题，这是我们团队最核心的竞争力。

2018年底，我们把压缩空气储能百兆瓦级的全套知识产权作价入股，吸引投资成立了合资公司——中储国能公司。中储国能是中国科学院工程热物理研究所百兆瓦级压缩空气储能唯一的产业化平台公司，可以提供压缩空气储能全套系统解决方案，未来研究所的所有工程项目都由中储国能及其子公司承接完成，目前我在公司任总经理。

研究所研发团队目前大约160余人，公司的产业化团队有80余人，整体240余人，是目前国内最大的物理储能研发和产业化团队。团队最近十年发表论文600余篇，申请专利500余项，授权有300余项，据第三方统计，在压缩空气储能领域的全球科研机构和高校中，排名第一。我们累计承担各类科研项目140余项，科研经费整体约7亿元，同时拿到了日内瓦的国际发明展金奖、北京市科学进步一等奖、北京市科技发明一等奖等一系列国际和国内的重要奖项。

我们建立了三个大型实验基地：兆瓦级实验基地2013年在河北廊坊建成；10兆瓦实验基地2016年在贵州毕节建成；目前正在南京建设百兆瓦和未来三百兆瓦的实验基地，该基地于前年启动建设，今年年底封顶，明年投入使用。这几个实验基地总投资13.5亿元，共需要建设72个实验平台，目前已经建成54个，包括基础实验台、单元部件实验台和系统集中测试实验台。工欲善其事，必先利其器，这些都是我们重要的研究手段和基础。2014年，我们获批了国家能源大规模物理储能研发中心，这也是国内压缩空气储能领域第一个国家级的研发平台。

在之前的工作基础上，我们已经建成的工程示范项目一共有5个，包括两个1.5兆瓦项目、两个10兆瓦项目和一个百兆瓦项目。最早的1.5兆瓦项目于2013年在河北廊坊建成，效率达到52.1%，当时是国际首套1.5兆瓦先进压缩空气储能的示范系统，也通过了国家863项目验收和中国科学院的技术成果鉴定。2016年，我们在贵州毕节建成国际首套十兆瓦新型压缩空气储能的示范系统，效率达到60.2%，当时也通过了国家863项目的验收。去年，我们在山东肥城建成了国际首套10兆瓦盐穴压缩空气储能的示范电站，8月份建成，9月23日完成验收投入运行，这个项目在今年7月份获准参与了山东省的电力现货市场交易，也是我国第一个参与现货市场的压缩空气储能项目。

我们的第一个百兆瓦项目是在张家口国家可再生能源示范区内建成，项目规模100兆瓦，系统投资约7亿元，占地85亩。这个项目是国家级示范项目，国家可再生能源示范区的示范项目，得到了国家发改委产业创新发展专项和中国科学院A类先导专项重点支持。项目在2020年6月份开工，去年8月份完成了土建施工，开展设备安装，去年年底完成了全部的建设工作，整个系统并网受电，也就是反送电成功，开始做系统的带电调试，今年9月份完成调试，实现了发电运行。这个项目是目前国际首套百兆瓦先进压缩空气储能示范电站，也是目前国际是规模最大、性能最优的新型压缩空气储能示范项目。

最近国家对压缩空气储能一直比较关注和支持。“十四五”规划明确指出支持压缩空气储能发展。同时，去年年底的新型储能技术指导意见及今年年初的实施方案都把压缩空气储能——特别是百兆瓦级的压缩空气储能列在非常靠前的位置。2019年，我们推动百兆瓦级压缩空气储能列入国家工信部首台（套）重大装备推广指导名录，可以享受国家工信部首台（套）政策。去年年底，我们党山东肥城十兆瓦项目和张家口的百兆瓦项目也入选了国家能源局能源领域首台（套）重大装备名单，可以享受国家能源局的首台（套）政策。另外，张家口市张北县的百兆瓦示范项目和张家口市的装配生产线得到国家发改委专项资金以及中国科学院A类先导专项支持，中央财政一共为百兆瓦先进压缩空气储能技术的研发和产业化提供了大概两亿元经费支持，300兆瓦的压缩空气储能技术攻关也获得了国家专项支持。另外，我们的工作也获得了中央电视台等主流媒体的报道以及相关领导的关注，很多领导到项目现场考察和指导工作，国家相关部委对于我们的工作一直比较关注和支持。

我们公司的商业模式主要分两类：一是提供压缩空气储能全套的系统解决方案，类似于交钥匙工程，以一买一卖的方式来做，一个百兆瓦级系统的投资额大概在5-8亿元，资金可以尽快回笼。二是投资运营商，针对优质的电站、经济性比较好的，公司也可以参与投资，通过电站的长期运行，获取比较稳定的收益，按照现有的电价政策，压缩空气储能比较好的项目收益大概十年以内能够回收，差一点的项目回收期大概为10-15年。电站寿命通常在30-50年，初投资比较大，但是未来能获取长期稳定收益，属于重资产投入。

压缩空气储能主要走大规模长时路线，所以主要应用场景是电网侧和电源侧。我们的用户主要是电网公司，以及能源央企和地方国企。如刚才所说，由于能源电站属于重资产投入，商业模式是面向大企业的销售模式。目前，我们在全国范围内已经建成的项目一共有5个，共123兆瓦，今年已经启动的项目一共6个，共1265兆瓦；同时，我们已经完成备案写入规划的储备项目大概1800兆瓦，整体规模超过3000兆瓦，总投资超过200亿。这也说明压缩空气储能的市场空间非常大，产业化前景比较好。

从市场层面看，整个储能市场无论在国内还是国际，都公认是数万亿级的市场规模，并处于发展初期。目前国际储能装机总量209.4GW，占电机总装机比例约为2.7%；国内的储能装机总量截止去年底为46.1GW，占电机总装机比例约为1.7%，未来占电力总装机的比例要增长到10%-15%，增长空间非常大，是处于发展初期的蓝海。我们公司在去年是实际运行的第一年，完成了张家口项目6.98亿合同的签署，希望通过后续几年的努力，到“十四五”末，能够实现每年销售十几台电站、达到百亿产值。据我们判断，压缩空气储能是比较稀缺的大规模长时储能技术路线，在未来新增的储能市场，估计至少有30%甚至更多的储能市场份额。

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压缩空气储能仍面临挑战

压缩空气储能下一步也将面临很多挑战，需要进一步发展。

首先，技术性能有待进一步提高。目前我们兆瓦级的系统效率约为52%，10兆瓦系统效率约为60%，百兆瓦系统效率约为70%，距离压缩空气储能的理论极限效率75%，还有一定上升空间，后续要逐步逼近75%的极限效率。同时电站的运行智能化程度有待进一步提高，需要提升电站整体运行的稳定性、可靠性和效率。

第二，系统成本有待进一步下降。目前，百兆瓦压缩空气储能产业化之后约1000-1200元/千瓦时的单位容量初投资。未来，随着设备规模化生产和订单逐渐增多，初投资有望降到1000元/千瓦时以下。目前百兆瓦系统全寿命周期的度电成本约为0.2-0.3元千瓦时，预计未来可以降到0.2元/千瓦时以内，将更具经济性。

第三，目前整个压缩空气储能还没有形成成熟稳定的电价机制和可复制的商业模式，而这其实是很多新型储能技术共同面临的问题。

双碳大环境对于能源领域有深远的影响，推动能源变革，而储能是能源革命的重要支撑技术，获得了越来越多的关注和支持。压缩空气储能是典型的大规模长时储能技术路线，特点是规模大、成本低、寿命长、清洁无污染。我们团队在压缩空气储能领域深耕18年，我们判断目前技术已经逐步成熟并达到产业化的初期，后续需要国家政策支持、企业用户支持和团队的共同努力，希望能把压缩空气储能产业真正发展起来。

今天主要介绍内容就是这样，谢谢大家！

本文来源：36氪

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