“截至2月底，我国新型储能装机规模超过7500万千瓦；2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，较2023年提高一倍。”在日前举行的第十三届储能国际峰会暨展览会上，一组数据显示出，新型储能技术正在成为新型电力系统的有力支撑。在此之中，作为长时大规模新型储能关键技术路线之一的压缩空气储能，正展现出巨大的发展潜力和广阔的发展前景。
技术创新推动增效降本
据了解，压缩空气储能一般有4至10个小时的储存容量，是典型的长时大规模储能技术。因其发电功率高、容量大、寿命长，加之兼具环保性和安全性，近年来被市场广泛看好。
中储国能总经理纪律指出，伴随新型电力系统发展和市场化进程推进，未来，效率更高、成本更低、功能更全的储能技术路线才能在电力系统中发挥更大作用和价值，压缩空气储能技术在此方面颇具潜力。
“系统的单机规模越大，效率越高、成本越低。”纪律告诉《中国能源报》记者，“12年前，我们第一个1.5兆瓦的压缩空气储能系统，系统额定效率也只有52.1%；现在，装机规模达到了300兆瓦，系统额定设计效率可达72.1%。后续，我们将持续开展技术研发，力争进一步提升压缩空气储能的单机规模。同时，我们还在热能回收和能量转换利用方面下功夫，以减少损耗。通过这两方面的技术创新升级，能够实现效率提升的同时降低成本。”
在纪律看来，伴随新能源的快速发展，以及市场对长时大规模新型储能的需求日益增加，压缩空气储能正迎来商业化落地和规模化发展的“加速期”。据纪律介绍，中储国能作为中国科学院工程热物理研究所百兆瓦级先进压缩空气储能技术的产业化公司，依托研究所21年的技术沉淀与创新，已经完成了压缩空气储能相关基础理论研究、关键技术突破、国家示范项目建设等过程，正在加速产业化、商业化步伐。截至目前，已建成河北张家口国际首套100兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目、山东肥城国际首套300兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目，已启动建设的项目覆盖山东、河南、宁夏、新疆等地，总规模达1500兆瓦，列入规划的项目规模超5000兆瓦。
可再生能源消纳促进需求增长
事实上，包括压缩空气储能在内的长时大规模新型储能技术的快速发展，与近年来可再生能源电力装机持续增长紧密相连。国家能源局数据显示，截至2024年底，我国可再生能源装机已达18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%；与此同时，新型储能也呈快速发展趋势。其中，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达到15.4%。
纪律表示，虽然目前可再生能源电力装机规模十分可观，但可再生能源发电量在全社会用电量中的占比仍有提升空间。未来，随着绿色低碳转型对可再生能源电量需求将进一步增加，对电网调节能力的要求也会“水涨船高”，这将为长时大规模新型储能创造更广阔的发展空间。
“可再生能源发电量的攀升，将带动调峰时长需求进一步增长，进而拉动长时储能市场升温。”纪律向《中国能源报》记者表示，“以光伏发电为例，受光照影响只能白天发电，但用电高峰基本都在前半夜，许多地方中午出现电价低谷，比如山东电网，白天在光伏发电的高峰期，负电价时长已经达到3至5小时。这种情况下长时储能的优势就显现出来。”
市场化提供更大发展空间
纪律认为，未来，电力系统对储能的需求将是多种多样的。“包括系统调频的短时瞬时响应，用于顶峰和灵活性调节的中短时长储能，压缩空气和抽水蓄能等长时储能可以调峰，以及超长时跨季节的储氢、储氨和储热等储能方式，都将成为可选择的储能技术路线。”
但他同时强调，多种储能技术路线共同发展，需要充分市场化的“护航”。
“在电力系统处于市场化的大趋势下，未来储能也必须实现市场化。所有储能技术都需要通过在市场中提供储能服务的方式来取得收益，这是非常关键的。”纪律表示，“当前，新型储能还面临定价机制不完善、市场价值未充分体现等共性问题，压缩空气储能也需要进一步完善产业链和标准体系等。市场化的方式能够为长时大规模储能提供更多机会。比如，以往新能源强制配储大多选择建设周期短初投资小的储能方式，但也会出现使用率较低的情况。充分市场化运营后，储能电站投资方选择储能技术路线时将全面考虑其作用和价值。”
肥城300MW先进压缩空气储能国家示范电站
文 | 中国能源报记者 李慧
【责任编辑：刘澄谚 】
