如何看待压缩空气储能的经济性？

领先的大容量、长时储能系统。

压缩空气储能系统（Compressed-AirEnergyStorage）是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储 多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，其技术原理发展自燃气轮机。 传统补燃式压储需要使用化石燃料作为热源，效率较低。其结构简单，稳定性佳，投资成本低，具备与燃气电站类似的快速响应特性，但 依靠燃烧化石燃料提供热源，引致污染，同时不留存压缩热，因此能量密度与效率较低，碳排放大，不适用于大规模储能。 非补燃式系统不使用化石燃料作为热源，更加低碳高效。它通过储热装置等技术手段满足膨胀过程中的加热需求，以实现高效可靠的电力 存储与再生。根据热能来源及应用方式的不同，非补燃式又可划分为绝热式、等温式、液态空气和超临界等技术路线。

中温绝热压缩空气储能技术可行性最高，成行业主流。绝热压缩空气储 能在压缩过程中通过提升压缩机单级压缩比获得较高温度的压缩空气和 较高品位的压缩热能，并将压力势能和压缩热能解耦储存。释能时，利 用储热装置将压缩热反馈给高压空气，实现空气压力势能和压缩热能的 耦合释能，提高系统的整体效率。中温适当降低了压缩机排气温度 （<400℃），可基于当前成熟的关键设备技术和工艺水平开展设计和制 造，系统稳定性、可控性较强，易于实现工程化应用。高温效率高，但 难度极大。

压缩空气储能是一种介于抽蓄及锂电之间的大规模长时储能。相比电化学储能，压储成本更低，安全性更高，容量更大，但爬坡及响应略慢，效率偏低。 压缩空气储能与当前应用最广的抽水蓄能在各方面性能最为接近，同时也是目前能够实现100MW+功率等级应用的主要技术。相比抽 水蓄能5-6年的建设周期及地域条件的限制，压缩空气储能建设周期短（2年）、不明显受地域限制，但成本略高，效率略低。

储能电站收益和其放电电量直接相关，基于全生命周期度电成本分析结果如下： 磷酸铁锂电池储能的成本较高。在抽水蓄能和压缩空气储能的全生命周期度电 成本中，充电成本占比很大，而电化学储能则是设备成本占比较大。当考虑充 电成本时，储能技术充放电效率对全生命周期度电成本有较大影响。 压储度电成本逼近抽水蓄能，若利用“弃风弃光”电量充电，成本优势更加明 显。其选址受地质限制较小，装机容量可大可小，布置灵活，既可以布置在发 电侧，也可以布置在电网侧、用户侧，当利用“弃风弃光”电量充电时（充电 电价可按0计算，则储能度电成本与充放电效率无关），其度电成本优势明显， 具有大规模应用前景。