中国储能网讯：随着全球能源结构的深刻变革和“双碳”目标的提出，能源行业正面临着前所未有的转型挑战与机遇。在这一背景下，储能技术作为促进可再生能源并网消纳和构建新型电力系统的关键支撑，受到了广泛关注。其中，压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage,CAES）技术因其清洁、高效、大规模的储能特性，成为储能领域的重要研究方向。CAES技术不仅能够提高电网的调峰能力和运行灵活性，还能有效缓解可再生能源的间歇性和不稳定性问题，成为了支撑可再生能源并网消纳的重要手段，对促进风能、太阳能等新能源的高效利用具有重要意义。该技术通过将用电低谷、弃风、弃光等不易储存的电能压缩空气进行能量储存，然后在用电高峰时释放能量发电，能够有效地实现电力系统的削峰填谷，提高电网的调节能力和运行效率。
近年来，各国纷纷出台政策支持储能技术的发展，以推动能源行业的绿色低碳转型。在中国，随着对可再生能源的重视和储能需求的增长，CAES技术的研究与应用正逐步展开。尽管中国在CAES领域的起步较晚，但在技术研究、关键技术研发以及工程应用示范方面，中国已经达到了世界领先水平。CAES技术在推动节能减排、能源消费结构转型、储能技术进步以及能源企业的战略转型中扮演着至关重要的角色。它不仅是国家能源安全和行业高质量发展的关键，也是实现“双碳”目标和构建新型电力系统的重要技术支撑。本文将系统梳理CAES技术的发展现状，分析其在多场景中的应用潜力，并探讨当前面临的挑战与未来发展方向，为CAES技术的规模化发展和能源行业的绿色转型提供参考。
1 压缩空气储能技术发展概况
1.1 压缩空气储能发展背景及需求分析
自2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会上提出“中国将秉持人类命运共同体理念，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，我国便开始了构建以新能源为主题的新型电力系统。近年来，国家密集出台推动新型储能技术发展及规模化应用政策，按发展阶段分类推进相关储能技术的研究探索、试点示范、商业化利用和规模应用。据不完全统计，目前已有16个省份40个地区的地方政府出台了储能补贴政策，补贴方式主要有放电量补贴、容量补贴和投资补贴。新型储能目前正处于初步商业化阶段，以新能源体系推进“双碳”目标实现依旧是我国坚定不移的发展道路。
根据全国新能源消纳监测预警中心的数据统计，如图1所示，截至2024年6月，我国累计风电弃用率3.9%，累计光电弃用率3%，在地区上表现出严重的不均衡性，部分省市风电弃电率高达7.9%，光伏弃电率高达28.3%，新能源市场亟需储能设施进行调节。
新型电力储能主要包括电化学储能、机械储能、电磁储能、氢储能和热储能，相关技术经济指标见表1，综合对比来看电化学储能在能量转化率、响应时间等方面优势较大，但其整体使用寿命低、成本较高；电磁储能的效率较高，但其受经济性和可靠性的限制，实现大规模商业化建设还很遥远；氢储能和热储能均受限于系统效率低、单位成本较高。相较于其他新型储能类型，压缩空气储能的使用寿命较长、单位成本较低、能量转化率相对较高，并且还具有清洁、高效、占地小等优势，显示出巨大的发展潜力和应用前景。
根据国家发改委的预测，到2025年，新型储能装机规模将达到30GW以上，其中空气压缩储能的装机量占比将在30%左右。根据国家能源局数据统计，如图2所示，目前压缩空气储能在新型储能的占比仅为1.1%，所以压缩空气储能仍有较大的发展空间。
1.2 压缩空气储能发展历程及建设现状
压缩空气储能技术由Stal Laval于1949年提出，经历了长期的探索和优化，实现了CAES技术的工程应用。20世纪40-70年代是CAES技术的探索与起步阶段，于1978年全球第一座商业运营的盐穴型压缩空气储能电站Huntorf在德国建成并投入使用[17]，该储能电站是建立在区域盐腔储气技术相对成熟、地质资料充足的基础上，采用天然气补燃的方式提高发电效率，系统整体效率为42%。20世纪80-90年代是CAES技术的优化阶段，受制于储热技术、材料限制，无法实现绝热压缩空气储能，美国太平洋西北国家实验室在CASE系统的基础上增加了透平排气余热再利用系统，节省了燃气的消耗，在1991年美国建成了McIntosh电站，系统效率为54%，得到了大幅提高。自21世纪以来，在传统补燃式压缩空气储能系统的基础上，围绕系统效率提升，国外研究相继开展了先进绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能、超临界压缩空气储能等系统的示范性工程。
国内在CAES技术的起步时间较晚，2004年起，中科院热物所、清华大学、中科院物化所陆续致力于研究工业化大规模非补燃压缩空气储能系统，并开展了相关试验示范项目[19-21]。自2021年中盐、华能、清华共同建设的金坛储能电站投产后，我国进入压缩储能逐步进入商业化运行阶段。2013年，河北廊坊地区建成了国内首套1.5MW级别的超临界压缩空气储能（SC-CAES）示范项目，系统效率达52.1%[22]；2014年，安徽芜湖建立了500KW压缩空气储能（AA-CAES）示范项目，首套绝热储能系统，电效率41%，综合能源利用率72%[23]；2021年，中科院热物所建设的肥城10MW盐穴压缩空气储能电站正式并网发电，标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态[24]；同年，贵州毕节10MW先进压缩空气储能系统成功并网，系统效率60.2%，是国际上首套采用集气装置进行储气的压缩空气储能电站[25]；2022年，中盐、华能、清华联合建设的金坛压缩空气储能发电系统（AA-CAES）国家示范项目，发电功率60MW，系统效率58.2%[26]；同年，中储国能建设河北张家口100MW压缩空气储能（AA-CAES）电站，电转换率为70.5%[27]；2024年，湖北应城300MW级压缩空气储能（AACAES）电站，提出“绝热压缩+宽温蓄热+地下储气库”方案，实现了关键设备的国产化[28]；同年4月，中储国能在山东肥城建设的300MW/1800MWh先进压缩空气储能国家示范电站并网，系统效率72%[29]。
目前国内压缩空气储能较为成熟，形成了以中科院热物所、清华大学、中能建、中科院理化所主导的AA-CAES、LAES、SC-CAES为代表的先进压缩空气储能技术路线。目前国内300MW级压缩空气储能电站已取得重大突破，装机规模处于世界领先地位。国内外主要已建和在建的压缩空气储能项目如表2所示，压缩空气储能项目呈现出2大特点：①项目开发大幅提速，新增项目数量显著增加；②装机规模从KW向MW、百MW级别快速发展。
2 压缩空气储能工艺系统与技术路线
2.1 压缩空气储能工作原理
压缩空气储能（CAES）技术作为一种大规模物理储能方式，其核心在于利用电力系统中的过剩电能或低谷电能来压缩空气，并将其储存在高压状态下，用电高峰期再将压缩空气膨胀做工进行释能，形成“电能-势能-电能”的能量转换过程。这一过程包括两个主要阶段：储能阶段和释能阶段（图3）。
在储能阶段，对用电低谷、弃风弃光等不易储藏或间歇性强的电能，通过电动机驱动压缩机将环境空气压缩成高温高压状态。压缩过程中产生的热量通过换热器传递给储热系统，而压缩空气则被冷却至接近环境温度后储存于储气设施中。这一步骤将电能转化为空气的压力势能。在释能阶段，高压空气从储气设施中释放，并通过储热系统加热至高温高压状态，然后进入透平膨胀机膨胀做功，驱动发电机发电，将储存的压力势能转换回电能，供应电网。整个储能系统不仅提高了能源利用效率，还有助于平衡电网负荷，减少弃风弃光现象，增强电网的稳定性和可靠性。
2.2 压缩空气储能技术分类及对比分析
压缩空气储能主要技术分类及对比汇总表，如表3所示。从技术特点与效率来看，传统补燃式CAES虽技术成熟，但高碳排放与低效率严重违背我国“双碳”目标，应逐步退出市场。AA-CAES在环保性（零碳排放）与效率（55%~75%）上表现突出，且中国已建成示范项目（如江苏金坛），具备规模化推广基础，是当前最适合中国发展的技术路径。其高温储热路线可进一步提升储能密度，需重点突破材料与温控技术。LAES与SC-CAES在储能密度和效率潜力上具备优势（LAES设计效率达85%，SC CAES理论效率70%），但系统复杂性与高成本制约商业化。建议优先推进LAES的国产化应用（如青海格尔木项目），同时探索超临界设备制造技术。UW-CAES与D-CAES分别依托水体静压和分布式部署，适合电网灵活调节与区域能源协同，但技术成熟度低、成本高，需结合海洋工程与智能电网技术长期培育。I-CAES理论效率极高，但设备要求苛刻且实际效率不足45%，短期内难以落地。
总体来看，我国对于压缩空气储能技术的探索，短期内应该以AA-CAES为核心，加速高温储热材料国产化与盐穴储气技术推广，支撑风光基地配套储能。中期阶段需要推动LAES与SC-CAES示范项目规模化，降低系统成本，布局城市电网与高密度储能场景。长期来看，需要探索UW-CAES与D-CAES的工程化应用，结合虚拟电厂与多能互补模式，构建灵活、低碳的新型储能体系。
2.3 压缩空气储能主要储气方式
储气设施是压缩空气储能系统中储存高压空气的关键部分，其设计和选择对系统的效率、经济性和可靠性至关重要。理想的储气系统应具有大容量、高密封性和良好的稳定性。储气方式具有多种类型，通常可分为地下、地面和水下三种系统，具体包括天然地下洞穴（如盐穴）、废弃油气藏、人工硐室、金属容器和复合材料容器等7类，不同储气方式示意如图4所示。
每种储气方式都有其独特的特点和适用场景，同时也面临着各自的挑战，不同储气方式特点分析如表4所示。盐穴储气技术成熟且经济性高，是目前国内外主流储气方式，但依赖盐矿资源的地理限制显著，适合盐层丰富地区。废弃油气藏储气具有成本效益和环保优势，但需复杂地质评估，适用于油气资源枯竭区，是资源再利用的优选路径。人工硐室储气灵活性高，可在无天然洞穴地区部署，但初始投资和密封维护成本较高，适合硬岩层分布广泛的区域。含水层储气规模潜力大且分布广，但泄漏风险与监测难度限制了其推广，需针对我国特殊地质条件开展可行性验证。废弃矿井巷道储气通过改造废弃矿井实现资源再利用，储气容量大，但需解决地质稳定性问题，适合矿区转型场景。金属材料储气灵活性强，适合小型或分布式储能项目，但效率低、成本高，需结合高精度透平设备优化设计。复合材料储气适配水下储能等特殊场景，安装便捷，但长期可靠性待验证，适合技术示范与局部试点。
选择合适的储气方式需要综合考虑地理位置、地质条件、经济性和技术可行性等因素。为推动压缩空气储能技术的规模化发展，应优先发展盐穴储气与废弃油气藏储气，充分利用我国丰富的盐矿与枯竭油气田资源，从而有效降低储气成本。针对无盐层地区，需积极推动人工硐室储气与金属材料储气技术的发展，以满足分布式储能的需求。同时，应加强技术创新，探索复合材料储气与含水层储气的工程化应用，着力突破泄漏监测与材料耐久性等技术瓶颈，为压缩空气储能技术的广泛应用提供坚实的技术支撑。
3 压缩空气储能多维度应用与发展潜力分析
3.1 电源侧：可再生能源规模化并网的支撑者
随着我国能源转型的加速推进，可再生能源在电力系统中的占比不断提升。然而，风能和太阳能资源主要集中在西北地区，而当地的电能消纳能力有限，导致弃风、弃光现象时有发生。为解决这一问题，配备相应比例的储能系统是解决风电和光伏发电并网问题的有效途径。储能系统能够在电网无法消纳风电和光伏发电时，将原本会被弃掉的电能储存起来，有效避免弃风、弃光，从而提高新能源的消纳水平。通过储能装置及其配套设备，并辅以有效的协调控制手段，可以打造新能源基地，确保并网系统的安全稳定运行。
近年来，新能源配套储能政策推动了电源侧储能发展[48]，多个省份明确新能源配储要求，配储比例普遍提升至10%-30%，时长多为2-4小时。共享储能模式在2023年兴起[49]，宁夏、内蒙古已建成多个百兆瓦级共享储能电站，推动了风光储一体化发展。然而，近期国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》提出，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件[50]。在这样的政策背景下，新能源项目的推进更加注重合理性和市场规律。各地在发展新能源时，将更加注重通过技术创新和市场机制来提升新能源项目的竞争力和可持续发展能力。同时，国家鼓励通过合理的政策引导和市场机制，促进新能源项目的高质量发展，推动能源转型和可持续发展。
在技术层面，大规模压缩空气储能（CAES）项目加速落地。2022年，江苏金坛盐穴压缩空气储能项目（60MW/300MWh）正式投运，效率达62%[26]；青海格尔木液态空气储能项目（60MW/600MWh）进入调试阶段，设计效率为75%-85%，成为全球最大液态空气储能工程。同时，高温储热技术也取得突破，有团队研发的新型熔融盐储热材料耐温性能>600℃[51]，将其应用于先进绝热压缩空气储能（AA CAES）系统，可大幅提高系统效率，降低热损失。
为优化经济性，一方面可推动盐穴储气标准化开发，利用废弃油气藏或矿井降低储气成本；另一方面，政策补贴支持也至关重要。近年来，国家在储能领域不断完善相关政策机制，通过容量补偿机制等多种方式支持新型储能技术的发展。例如，2024年国家发展改革委和国家能源局印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》强调了优化电力系统调节能力和储能设施建设的重要性[52]。此外，部分地区也在探索通过市场机制和政策引导，推动储能项目的经济性提升。
3.2 电网侧：电力系统灵活性与安全的赋能者
在新型电力系统建设的背景下，高比例新能源并网给电网带来了巨大挑战。2023年我国风光装机占比已超30%，电网频率波动加剧，亟需快速响应储能技术。压缩空气储能凭借其秒级调频能力（响应速度<500ms），成为替代燃机调频的主力技术之一。此外，南方电网在广东开展了多项黑启动技术试点，验证了在极端天气下电网快速恢复供电的能力，有力支撑了极端天气下的电网韧性。
技术升级与场景拓展也在不断推进。国家电网公司积极探索多种储能技术的融合应用，推动储能技术与电力系统的深度结合。例如，国家电网在多个地区开展了电化学储能电站的示范项目，通过优化储能选型与配置方法，满足电网调峰、调频等需求。同时，火电退役改造也成为新的发展方向，在现有火电机组的基础上，通过耦合可再生能源发电和储能装置进行改造，开发新型发电系统，不仅可以在一定程度上降低碳排放量，还能提升可再生能源的消纳能力，并显著提高火电机组的灵活性[53]。
在市场机制方面，《电力辅助服务管理办法》明确CAES可参与调频、调峰、备用等市场交易，还完善了补偿方式与分摊机制，按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿标准和分摊机制[54]。此外，容量租赁机制也在逐步完善。2023年8月，江苏省发改委印发《新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）》，提出建立独立新型储能项目的容量租赁市场。新能源企业可通过租赁或购买独立储能项目容量的方式落实配建储能要求，相关价格和费用由各投资主体自主协商确定[55]。
3.3 用户侧：分布式能源与需求响应的协同者
用户侧作为电能“发—输—配—变—用”的最后一个环节，直接消耗电能以服务经济社会发展。其储能需求主要来自降低用电成本和提高用户侧电能可靠性等方面。近年来，国家电网在浙江、江苏等地推广虚拟电厂（VPP）平台，聚合用户侧储能资源（如工业园区储能系统），参与需求响应，通过峰谷电价差套利和需求响应激励，显著降低用户用电成本。此外，冷热电联供（CCHP）也成为用户侧储能的重要应用场景。上海临港国际文化产业园投运了基于燃气发电的CCHP能源站，综合能源利用率超88%，具备良好的燃料灵活性和高效性能[56]。
技术与商业模式创新不断涌现。华为推出智能组串式储能系统，支持即插即用，适配数据中心、5G基站等场景。用户侧CAES还可通过分时电价（如广东峰谷价差达0.8元/kWh）与绿电交易（溢价0.05-0.1元/kWh）叠加收益，投资回收期缩短至6-8年。政策与标准支持也在不断完善。2023年北京、深圳等地对用户侧储能按500-800元/kW给予一次性补贴，并减免容量电费。此外，国家能源局发布的相关技术规范明确了多能互补系统的协同运行要求，为用户侧储能的发展提供了有力的政策保障。
4 压缩空气储能技术挑战与瓶颈分析
4.1 效率与成本问题
压缩空气储能（CAES）在实际应用中面临效率和成本的双重挑战。传统CAES系统的能量转换效率通常在40%-50%之间，而先进的绝热压缩空气储能（AA-CAES）系统虽有所提升，但仍需进一步优化热管理系统和绝热材料以降低成本。CAES系统的建设成本较高，主要包括压缩机、膨胀机、储气装置和热交换设备等关键部件的费用，以及土建和安装费用。运行维护成本也不容忽视，包括设备检修、部件更换和系统监控等。这些因素限制了CAES技术的市场竞争力，尤其是在与其他储能技术（如锂离子电池储能）竞争时。
为提高效率和降低成本，需从多个方面进行技术创新和优化。一方面，通过改进压缩和膨胀过程的热力学效率，开发高效的热回收和热管理技术[57]；另一方面，优化储气装置的设计和材料选择，降低储气成本[58]。此外，政策支持和市场机制的完善对CAES技术的推广具有重要意义，例如通过补贴政策降低建设成本，通过合理的电价机制提高经济性。
4.2 环境影响与生态风险
CAES系统的建设和运行可能对环境和生态系统产生影响。项目建设需要占用土地，尤其是地面储气罐和地下空间储气设施的建设，可能导致土地资源占用和生态系统破坏。储气设施的建设还可能引发地质灾害风险，如地面沉降和地震活动[59]。运行过程中，CAES系统的压缩和膨胀过程会产生噪声污染，热排放可能影响局部环境温度，使用的化学物质（如冷却液和润滑剂）若处理不当，可能对土壤和水体造成污染。
为降低环境和生态影响，需在项目规划和建设阶段充分考虑环境因素，进行科学选址和设计。例如，优先选择盐穴、废弃油气田等已有地质空间作为储气设施，减少土地占用和生态破坏[41]。同时，采用先进的隔音技术和热管理技术，降低噪声和热排放对环境的影响，并加强对运行过程中化学物质的管理，确保其安全处理和排放。
4.3 市场化收益模式不足
CAES技术的市场化应用受到收益模式不足的限制。目前，CAES系统的收益主要依赖于电力市场的辅助服务和容量租赁等有限模式。例如，山东模式下的容量租赁通过向新能源企业收取固定容量费获取收益，但其收益水平和稳定性受政策调整和市场需求影响较大[60,61]。此外，参与电力现货市场的现货套利也是潜在收益来源之一，但电力现货市场的价格波动较大，增加了CAES系统参与市场的风险。
为提高CAES系统的市场化收益能力，需进一步完善商业模式和市场化路径。一方面，通过政策支持和市场机制创新，拓展CAES系统的收益渠道，例如完善电力辅助服务市场，提高CAES系统在调频、调峰、备用等服务中的补偿标准。另一方面，推动CAES系统与新能源发电、分布式能源等的协同发展，形成多元化的收益模式，例如通过构建虚拟电厂（VPP）平台，整合CAES系统与其他分布式能源资源，参与综合能源服务市场[62]。
同时，面对政策波动和技术迭代等风险，CAES系统的运营企业需灵活调整战略。例如，关注政策动态，及时调整储能系统的配置和运营模式，以适应政策变化。此外，随着储能技术的不断发展，CAES系统需通过技术创新和成本优化，提升自身竞争力，确保在市场中的可持续发展。
5 未来展望
压缩空气储能（CAES）技术作为支撑可再生能源并网消纳和新型电力系统建设的重要手段，具有广阔的发展前景。然而，要实现其大规模应用和可持续发展，仍需在技术创新、商业模式、生态协同和国际合作等方面持续发力。以下是未来发展的主要方向和建议：
（1）技术创新路径：未来，压缩空气储能（CAES）技术将聚焦于高效核心设备的研发，如压缩/膨胀一体化机组和高温储热材料的国产化，以提升系统效率并降低成本。同时，智能化调度系统的引入将优化储能系统的充放电策略，提高运行灵活性和经济性。此外，等温压缩技术的小型化、液化空气储能（LAES）和超临界压缩空气储能（SC-CAES）的示范应用，以及CAES与其他储能技术的融合，将成为技术创新的重要方向，助力CAES技术在多元储能体系中发挥更大作用。
（2）模式与机制优化：在商业模式和市场机制方面，虚拟电厂（VPP）平台将成为整合CAES资源的关键工具，通过多场景储能资源的协同优化，提升整体利用效率和收益水平。共享储能模式和容量租赁机制的完善将进一步拓展CAES的收益渠道，而将储能容量纳入绿电交易体系和探索“储能容量银行”机制，将为CAES的市场化发展提供新的机遇。同时，政策支持和市场机制的完善，如补贴政策和电价机制的优化，将为CAES技术的商业化和规模化发展提供有力保障。
（3）生态协同与国际合作：生态协同方面，制定CAES技术标准与安全规范，推动行业标准化发展，确保技术的可靠性和安全性。同时，CAES技术将与氢储能、电化学储能等多技术融合，构建低碳、高效的能源存储体系，并加强与能源互联网、智能电网的协同创新，提升能源系统的整体灵活性和稳定性。国际合作方面，对接国际能源署（IEA）储能联盟，推动技术标准互认，加强与发达国家的技术交流与合作，引进先进技术和经验，提升我国CAES技术的国际竞争力。
