“如果儲能技術有革命性突破，能源革命問題將迎刃而解。”這句業內廣為流傳的共識，也是業內謀求能源轉型的前置條件——儲能是能源革命的支撐技術。當前電氣式、機械式、化學式、熱能式等上百種儲能技術路線“百舸爭流”并存發展，壓縮空氣儲能“異軍突起”成為今年熱門“新秀”。

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會數據顯示，截至2021年底，中國儲能市場累計裝機規模達43.44GW，位居全球第一。其中，抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣和飛輪儲能等其他儲能技術裝機分別占86.5%、11.8%、0.4%。截至目前，據記者不完全統計，已簽約壓縮空氣儲能規模約8GW。

從實際不足0.17GW到簽約規模約8GW，“名不見經傳”的壓縮空氣儲能何以在我國“嶄露頭角”？其應用場景和發展潛力如何？業內專家表示，沒有十全十美的儲能技術，空氣壓縮儲能也不例外，其應用場景應一并考慮儲能容量、功率、存儲時間、效率、壽命及成本等因素，繼而做出折中選擇。

壓縮空氣儲能，可視為用空氣做的超大號“充電寶”，從燃氣輪機發電技術延伸而來的儲能技術，利用壓縮機將空氣壓縮至高壓狀態，并密封儲存在鹽穴等儲氣庫中，放電時通過壓縮空氣推動膨脹機做功發電。

世界上首個商運現代壓縮空氣儲能電站1978年誕生于德國，雖進行了多代迭代和效率提升，但仍有局限。傳統壓縮空氣儲能需要燃燒化石燃料；其次，其依賴儲氣洞穴，受地理條件限制；再者壓縮熱未被回收，系統效率不夠高。

經過十幾年技術攻關，我國壓縮空氣儲能技術獲突破。電規總院近期召開的“大容量物理儲能技術論壇暨《中國低碳化發電技術創新發展報告2022》發布會”（以下簡稱“發布會”）顯示，壓縮空氣儲能技術經歷了從補燃式到非補燃式的發展，目前工程領域開展前期工作的大部分壓縮空氣儲能項目技術路線為非補燃式。

據悉，“非補燃式”技術擺脫了對化石燃料的依賴，具有功率大、儲能時間長、壽命長、安全性好等特點。去年至今，貴州畢節、山東肥城、江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能供電系統相繼投產，今年一大批項目陸續簽約上馬。

由于應用場景類似，壓縮空氣儲能與抽水蓄能常被同臺比較。

抽水蓄能系統的循環效率為 70%—80%，預期使用年限約為40—60年。根據發布會內容，造價方面，抽水蓄能單個項目的裝機規模多在120—200萬千瓦之間，投資規模多在60—100億元之間。2021年核準項目中，平均5367元/千瓦。2022年在建和規劃的46個項目中，最低4200元/千瓦，最高8000元/千瓦，平均6200元/千瓦。抽水蓄能電站局限主要在于對地理條件要求較嚴格，建設周期較長，初始投資大，并可能涉及環境和移民問題。

壓縮空氣儲能方面，援引自媒體消息，從目前已建成和在建的項目看，兆瓦級壓縮空氣儲能的系統效率達52.1%，10兆瓦的系統效率達60.2%，百兆瓦級別以上的系統設計效率可以達到70%，先進壓縮空氣儲能系統效率能夠逼近75%。先進壓縮空氣儲能項目，每千瓦單位裝機成本為4000—6000元，壽命達30年以上，建設周期短需2年左右。

相較于抽水蓄能，先進壓縮空氣儲能技術有較短的制造周期、較少地依賴自然資源，但其效率和可靠性恐略遜一籌。

“全工況運行數據＜運行數據＜實驗數據＜設計數據，壓縮空氣儲能實際全工況運行效率到底能達到多少，當前未見驗證報告。但可以肯定的是，不如設計數據理想。”業內人士告訴記者，目前非補燃是閉式系統，因沒有外界能量注入，隨著氣體被抽走，空氣的壓力和溫度都在變化，膨脹機等離高效區間變遠，可能會導致效率顯著降低。“這就引申出另一個問題，要想獲得高效率，需要調度貼近壓縮空氣特性，在電網側調峰這是不可能的情況。”

另有業內人士指出：“抽水蓄能實際運行的最高效率可達82％左右，努力方向是達到85%及以上，而先進絕熱壓縮空氣儲能設計效率數據75%，這是技術特點決定的。”

造價水平、裝機規模、技術水平互相交織，共同作用于經濟性。“地下工程、設備大型化、地質條件等，壓縮空氣儲能可靠性和維護成本待評估。當前系統造價高、投資回收期長。相比電化學儲能系統響應慢，不利于配合新能源運行。”上述專家表示。

發布會也有專家指出，先進壓縮空氣儲能經濟性能有待進一步提高，系統成本尚有下降空間。

總體而言，儲能技術能增加電網靈活性、改善電力質量、促進新能源消納，不同的儲能技術也有各自的特點與適用場景，沒有完美的儲能技術。歸根結底，能否在市場中搏得一席之地，政策扶植是錦上添花，技術水平、經濟成本、規模等級等才是市場角逐的“硬通貨”。