能否想到，我们身边无处不在的空气，既可储能，也可发电？

7月26日，中国能源建设集团主体投资的世界首台（套）300兆瓦级非补燃压缩空气储能示范工程在湖北应城市举行开工仪式。

工程采用的是全球首创、全绿色、非补燃、高效率的300兆瓦级压缩空气储能技术，该工程建成后将在非补燃压缩空气储能领域实现：

单机功率世界第一（300MW）

储能规模世界第一（1500MWH）

转换效率世界第一（70%）

预计年发电量可达5亿千瓦时。

同时，也将进一步推动大规模先进压缩空气储能技术商业化。

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近年来，随着储能产业的兴起，压缩空气储能技术开始逐渐进入人们的视野。

作为目前唯一能与抽水蓄能相媲美的大规模长时物理储能技术，压缩空气储能项目被喻为“新型电力系统稳定器”、“超级充电宝”。

那么，空气究竟是怎么样储能、发电的？

通常来讲，压缩空气储能技术是指在用电低谷时，用电压缩空气，使电能转化为空气内能；用电高峰时，释放高压空气并驱动涡轮发电，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。

而常用作储能容器的则是盐矿开采后留下的矿洞——盐穴，这是一种宝贵的不可再生资源。

我国盐穴资源丰富，大部分体积巨大且密封性良好，适于储存石油、天然气等重要战略物资，也是储存高压空气的理想场所。

除了盐穴之外，未来，弃矿洞、人工储气库等其他空间也是储气库的可行选项。

同时，根据运行原理不同，压缩空气储能系统可分为补燃式和非补燃式两类。

传统的补燃式系统运行依赖于大量化石燃料的燃烧补热，不仅能耗大、污染重，而且因压缩热被弃用，循环效率较低。

先进绝热压缩空气储能技术采用的则是非补燃式系统，它是指利用自身的“内循环”，将压缩空气过程中产生的大量热能储存起来。

待发电时，再将储存的热能释放，成为天然的“助推剂”。

储能、发电整个过程全部是物理过程，所以没有任何燃烧、排放，这个过程就叫做“非补燃”。

目前，国内压缩空气储能技术不断进步，先进绝热压缩空气储能、液态压缩空气储能、超临界压缩空气储能等研究都有覆盖。

其中先进绝热压缩空气储能解决了需要化石燃料补燃的问题；液态压缩空气储能技术摆脱了对储气洞穴的依赖；超临界压缩空气储能则解决了效率问题，目前这三项技术的示范工程均已建成。

对比其他各类新型储能技术，先进绝热压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势。

而且产业链清晰，原材料不受限制，是极具发展潜力的长时大规模储能技术。

可以广泛应用于电力系统调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等，在提高电力系统效率、安全性和经济性等方面具有广阔发展空间和强劲竞争力。

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实际上，压缩空气储能并不是最近才出现的。

早在1978年，德国建成世界第一座示范性压缩空气蓄能电站并获得成功，紧跟其后的是美国、日本和以色列，都已建成使用。

但是此前国际上已投用的商业化压缩空气储能项目采用的都是补燃式系统，并且电能转化效率也比较低。

国内压缩空气储能技术研究虽然起步较晚，2005年才开始发展，但进步迅速。

不仅对三种最先进的压缩空气储能技术都建设了示范工程，而且建成了世界上首个非补燃压缩空气储能电站，并在单机规模、系统效率等方面不断刷新世界纪录。

2021年，国内压缩空气储能系统在效率和成本两方面，均达到了商业化发展的水平。

去年12月，中储国能（北京）技术有限公司（下称“中储国能”）表示，从目前已建成和在建的项目看，兆瓦级压缩空气储能的系统效率可达52.1%，10兆瓦的系统效率可达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。

而此前压缩空气储能效率约在40%-50%之间。

此外，随着系统规模不断增加，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达30%左右。

随着技术的突破，越来越多的项目在逐渐落地，压缩空气储能规模在2021年实现跨越式增长。

截至2021年底，我国压缩空气储能新增投运规模大幅提升，达到170MW，是其2020年底累计规模的15倍，源侧新能源配置储能以及独立储能成为新增装机的主要动能。

另外，通过一系列项目的梳理，我们发现了背后都有一家公司的身影，那就是中储国能（北京）技术有限公司。

中储国能是中国科学院工程热物理研究所的产业化公司，其拥有我国物理储能领域首个国家级研发中心“国家能源大规模物理储能技术研发中心”，专注于压缩空气储能技术的推广应用。

该公司于2018年成立，此后获三轮融资，总计6.6亿元。

目前，中储国能1.5MW、10MW、100MW系统及相关技术已分别同技术授权和技术入股方式实现产业化，技术总作价约18.5亿元。

1.5MW系统、10MW系统和100MW系统已经建成和正在建设的示范项目包括河北廊坊、贵州毕节（2套）、江苏淮安、湖北武汉、河北张家口项目6台套，在湖北云应、内蒙古二连浩特、河南巩义、河南平顶山、山东肥城、陕西榆林、甘肃玉门、西藏的列入规划的工业级项目36台套，合同总价值超过50亿元。

图片来自：中储国能（北京）技术有限公司官网

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随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，尤其是沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。

3月21日，《“十四五”新型储能发展实施方案》发布，提出新型储能发展目标：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

预测显示，到2025年，我国储能装机将较目前水平增长10倍以上。

为了促进储能产业的发展，国家以及地方也相继出台了配套的补贴政策和市场化政策。

6月7日，国家发改委和国家能源局公布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，进一步明确了对独立储能和配建储能参与电力市场的支持机制。

6月13日，南方能监局发布了“关于印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知”，详细说明了储能电站提供服务的考核及补偿计算方式。

在储能大规模应用大势所趋，压缩空气储能技术达到世界领先水平、具有显著比较优势和市场应用前景的前提下，其有望成为继电化学储能后第二波新型储能商业化与规模化应用浪潮的主角。

其实，大规模化也是压缩空气储能的发展方向，同时也是其提高效率、降低成本的主要途径。

百兆瓦级及以上的先进压缩空气储能技术，是面向大规模长时储能市场产业化的最佳功率级别，对我国整个压缩空气储能产业发展和大范围应用有着推动意义。

除了开头提到的湖北应城300MW级压缩空气储能电站项目外，近期，各地又签约了一批大规模压缩空气储能项目。

未来，压缩空气储能将主要应用于电网侧，其次是大规模百万机组发电侧、核电机组和一些火电的灵活性改造方面。

同抽水蓄能一样，压缩空气储能将与电化学储能及飞轮等形成互补关系，成为整个储能系统以及整个电力系统的重要组成部分。