压缩气体储能技术经济特点和发展方向探析

压缩气体储能技术经济特点和发展方向探析

压缩气体储能是一种新兴的长时、大规模储能技术，近年来

在中国发展迅速。本文通过对以空气和C02为工质的压缩气体储

能的主要技术路线、系统结构、系统性能和技术经济特点进行分

析，在此基础卜探讨压缩气体储能发展趋势，并对产、lk发展提出

相关建议。

1、压缩气体储能主要技术路线

压缩气体储能属于机械储能的一种，其基本原理是：使用空

气或C02作为循环工质，在储能过程中，使用富余电力驱动压缩

机做功，产生的高压工质被储存起来；随后在释能过程中，储存

的高压工质驱动膨胀机发电，完成系统循环。按照工作原理、储

存状态、储存环境不同，压缩气体储能可划分为多种技术路线。

1.1按工作原理划分

按工作原理主要可分为非绝热、绝热、等温等3种基本类型。

非绝热压缩空气储能也被称为传统压缩空气储能，它在压缩

过程中通过级间冷却降温以提高压缩效率，压缩热直接逸散到环

境中，释能过程依靠外部热源或燃烧化石燃料加热空气。早期建

设的德国290MWHuntorf电站和美国110MWMcIntosh电站均采

用此种技术路线，储气压力约4.6~7.5MPa,系统循环效率分别为

42%和53%0

绝热压缩空气储能技术通过储热装置回收压缩热并储存，在

释能过程用于重复加热空气，使压缩及膨胀过程近似于绝热过程,

不必燃烧化石燃料。普通绝热压缩空气储能在全部压缩过程结束

后储热，而先进压缩空气储能则增加了多级换热及储热，虽然系

统复杂性和投资有所增加，但同时也降低了压缩功耗。绝热压缩

空气储能系统循环效率一般约为55k75%。

等温压缩空气储能系统是指通过一定措施（如液体活塞、喷

淋、底部注气等），通过比热容大的液体（水或者油）提供近似

恒定的温度环境，增大气液接触面积和接触时间，使空气在压缩

和膨胀过程中无限接近于等温过程，将热损失降到最低。其理论

循环效率较前两种类型更高效，可达70婷95临但实践中很难实现

高效且具有成本效益的等温过程，大型化发展的难度也很大，技

术成熟度相对较低。目前全球唯一兆瓦级等温CAES（压缩空气储

能系统）验证项目由美国压缩空气储能技术公司SustainX设计,

功率为1.5MW,测试循环效率达到54%0

由于非绝热压缩空气储能系统效率低，并且依赖于外界热源

或化石燃料•，等温压缩空气储能技术尚不成熟，而且该系统的低

能量密度阻碍了其大规模应用。从目前国内外的研究和应用成果

看，新型压缩空气储能主要集中于绝热技术路线，同理，压缩CO2

储能也主要集中于绝热技术路线。

1.2按储存状态划分

按储存状态划分主要有气态、液态、超临界态等类型。

采用液态、超临界态存储主耍目的是提高储能密度和降低对

地理条件的依赖性，但代价是需要增加液化冷却和气化加热环节,

从而增加了系统的复杂性和额外的能量损耗。压缩空气储能密度

一般为1飞kW-h/n）3,而液态空气储能密度一般可达20kW・h/m3

以上。国际上首个液态空气储能商业电站位于英国，由Highview

Power公司提供技术，规模为5MW/15MW・h。该公司拟在欧洲和

澳大利亚建设更大规模的LAES商业电站。中国国内首个液态空气

储能试点项目为国家电网全球能源互联网集团有限公司在江苏同

里建设的500kW/0.5MW-h实验样机。中国绿发投资集团有限公

司（简称中国绿发）在青海省正在开展60MW/600MW-h液态空气

储能工程示范项R建设。

总体上液态或超临界压缩空气储能技术还处于科研示范向商

业示范过渡阶段。

虽然C02相比空气更容易液化和实现超临界，但不同于做功

后的空气可直接向环境排放,0）2储能系统需同时考虑高压气体储

存和低压（释能后）气体储存。高压下很容易通过在环境温度下

直接冷却将超临界C02变成液态，困难在于如何液化低压C02,压

力越低需要的液化温度越低，对制冷系统或蓄冷装置的要求就越

高，但提高膨胀机出口压力又将减小对外做功，不利于系统循环

效率。

此外，完全的超临界C02储能因低压端压力也要高于临界压

力，在保持一定膨胀比和输出功情况下将导致高压侧压力大大提

升，一般需要达到20MPa以上，给C02高压储罐制造带来巨大挑

战。因此在C02储能系统设计中需要在储能压力和释能后压力的

进行了深入的可行性论证，目前该项目仍在等待FID（最终投资决

策）。目前已建成的压缩C02储能试验项目规模较小，采用的是

金属储罐和薄膜储气仓分别储存高压和低压C02。水下压缩气体储

能则还处于理论研究阶段。

此外，提升膨胀机进口气体温度对膨胀机输出功有着重要作

用，耦合外部热源补热类压缩气体储能系统可以利用外界热源来

提升空气或C02做功发电能力，提高系统效率。可利用的热源包

括太阳能，地热，工业企业如冶金、化工、水泥、玻璃等行业的

余热废热、发电厂余热等，也可利用生物质制取的沼气、合成气

等的燃烧热，因此该类压缩气体储能系统有着广泛的应用前景。

而耦合热泵系统的压缩C02储能是利用热泵来提升系统蓄热温度

和膨胀机进口气体温度，也是目前研究的热点方向之一。

2、压缩气体储能技术性能分析

压缩气体储能系统的技术性能度量指标包括循环效率、储能

密度、烟效率、响应时间、循环寿命等，而其中循环效率和储能

密度是不同技术方案之间进行对比的最直接、最主要的两项指标。

表1列出了全球已建及部分在建、拟建压缩气体储能项目及其关

键技术指标。

表1全球已建及部分在建、拟建的压缩气体储址项目概况

（计划）功率/储能容成/循环效储热湿做热钠能密度/

项目地点（名称）技术路城项目状态储气方式

投运年份MW（MW•h）率度注介班(k»-hAn*)

他国Hum«rf(M,D-CAES商业在运197K290SRO29-42盘穴一—1.87

荚HMdntoah’aB-CAES商业在运1991110286036-53拉穴——5.31

美MX«»rt«»nD-CAES取消—HOG-27OO—一废弃矿井———

美国CaliforniaIM2AES等待FID202!3003000—格喝气藏——0.0i

美MBrlhrlEnrr^QCenterXIAES等待FID2025324~48716000—拉穴———

美PISeabmok'HM2AES取消20131.65154堆面储・———

河北埠坊SC-CAES实q20131.5L552.1堆面储罐———

安itt芜湖Tl(：(：-500A-CAES实a20140L5C540地面储*<150低乐热水5.00

佗EADELE''"A-CAES取消2016200!00070法穴>6003.33

货物毕节A-CAESI：程示范20161040602地面储*———

瑞士GollhanIbit&rtunnel'"'A-CAES实92017Q7—g~74无材砌岩科———

加拿大Gwbrkh㈤A-CAES商业在运20191.757>60人工副室———

一期在运2021!06060.7

山东肥城A-CAKSML八3.72

二期在建(2024)3001S0070

江苏金坛A-CAES一期在运202160300622拉穴-300导热油1.36

管线钢管束♦

河北张家1dA-CAES育业在运202210040070.4——4.00

人工硝率

湖北应城A-CAES在建(2024)300150065.1续穴180低伍热水—

河曲叶具A-CAES在建(2024)200150065.144穴180低乐热点—

低熔点熔*♦

山东奉安（川A-CAES在建(2025)350140070续穴U0—

低乐热水

低焙点焙经+

辽宁朝用A-CAES在建(2025)300120070人r硝*M0—

低压焦求

低熔点熔tfc♦

甘拿酒泉A-CAES在建(2025)300i80070人工硝空M0—

低乐达水

英国(irrjtrrM«iwhrMrr1211LAKS商业在运2018515—————

江苏同里LAES实验2018Q5C.5—————

青海格尔木LAKS在建(2024)60600一————

英MCarrington1LAES在建(2025)50300—————

薄股仓+

四川德阳CCES迂至芜湖202210>60*250—0.12

体液罐

薄限仓+

意大利CCES网建20232010077450——

片液罐

注：站用气搬储整密度核储能冬量除以储存压缩空气所警的总孔原体积计算.根据PG4E项目可行检报告.总空原体积妁2.3x10,~2.8x10*m'.

表1全球已建及部分在建、拟建的压缩气体储能项目概况

循环效率的影响因素十分复杂，一般包括系统规模、系统参

数及配置、储热介质、运行工况等。对于绝热压缩空气储能，从

现有工程实践来看，兆瓦级系统效率可达50%以上，十兆瓦级的系

统效率可达60船百兆瓦级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%o由于C02储能还没有规模

化工程应用，其效率分析都还处于理论研究中，综合相关研究，

其循环效率约为50婷70机

从系统参数及配置上看，绝热压缩气体储能工艺系统主要包

括压缩系统、储热和换热系统、膨胀发电系统、储气系统等四大

子系统，液态气体储能则还有储冷或制冷循环系统。理论上压缩

机、膨胀机、储热（储冷）装置和换热器等关键设备效率越高、

释能过程对储存能量（热量、冷量及压能）的利用效率越高，则

系统循环效率越高，由于存在换

热端差以及不同环节流体力学和热力学参数相互影响，一般

需要采用专业软件进行全流程数值模拟分析，通过能流分析进行

系统优化。

在关键部件上，从已取得进展看，目前100MW级大型空气压

缩机效率已达87%以上，膨胀机效率达91%以上；C02压缩机和膨

胀机效率相对更低一些。高温蓄热换热器保温8'16h蓄热效率可

达98%以上。

液态储能系统中的蓄冷材料和装置还没有获得工业验证，根

据相关学者研究，显热蓄冷技术相对潜热蓄冷更成熟，但目前测

试的蓄冷效率最高约96%,仍低于高温蓄热效率。在系统设计上,

众多学者基于多种储能模型进行了系统分析和优化。总体来说，

对于绝热压缩气体储能，一般储能过程中产生的压缩余热量充足,

在关键部件效率一定情况下，提升蓄热温度及膨胀机入口气体温

度对提高系统效率影响最为显著，因此关键在于提升余热品质。

根据蓄热温度，将压缩气体储能系统分为低温（＞100~200℃）、

中温（＞200~400℃）和高温（〉400℃）系统。

近年来，随着高温压缩机技术及熔盐储热技术的发展，压缩

机的压缩热已接近350℃,中能建数字科技集团有限公司开发了低

熔点混合熔盐储热+低压水储热技术，在山东泰安、辽宁朝阳等多

个项目中将得到应用。在相同质量流量和进排气压比下，压缩C02

排气温度相对压缩空气更低，使得C02储能的储热子系统相对更

容易设计和操作，一般在中温段储热即可达到较高的循环效率。

EnergyDome公司拟建的20MW/100MW•h商业C02储能电站

设计储能压力7MPa,膨胀比约70,最高蓄热温度约450℃,采用

不同储热材料分段组合储热技术，其概念设计系统循环效率理论

上可达约77%；中国百穰公司试点项目的设计储能压力和膨胀比与

之基本接近，但蓄热温度较低，约在250C,系统循环效率在60%

以上。

对于液态空气或C02储能，除了提升余热品质外，还需要重

点考虑冷能回收。与热能回收不同的是，一般冷能品位相对固定，

重点在于回收量（回收率），为弥补蓄冷系统冷量回收不足，有

学者提出将液态空气或C02系统与LNG气化流程相耦合，以利用

外部冷能。相关学者还研究了储能压力、压缩级数、膨胀级数、

等压比或非等压比设计、等膨胀比或非等膨胀比设计等对系统性

能的影响，对于不同系统需要具体分析。

表2几种典型压缩气体储能系统技术性能和优跳点对比

储俄密发/循环效率/

储能系统优点缺点

(kW-bm1)%

空气密度小,储存容积需求大.对储气条件行-定

空气来源便糙.不需壑低出存.系统流地理依赖；压端能耗高.设备体型相财同规模以占

代编空气储能1~660-70

辑简单.运行效率较高系统更大；由于床笫机推气狙度相对更高.对钝络

系比的材料选择.以及制造和运行es求更高

液态空气储能20-12040-60他能密徵尚禽变深冷液化.系统融杂.能耗自

乐箱二料化破储能线能密爱最低,低汽储气室占地大.不使r仃兆瓦

0.1-0260*70系统流程简单.结构紫港.运行奴率较高

(近南压储气)级以匕大5J化V晨

储能密懂高.液化温懂(约-30t)M苦

液毒:我化罐储能20~6040-65家统鼠杂.液化带束加瞌描失.运行效率相对较低

高于空气.更易液化

高尔储气过备和旅织机、膨微机制造难度大.操作

出修界二代化级储能20-6060-70储能密度高,系优收率较高

运行条件新刻

ai-60

储鲍压力道中,在设先制造、系统掾作运若为近南压制气,也存在储能怅度太低的同H；若

跨喧界二氧化嫉储能(取决于低压50-70

行和做能密度、运行效率上迫求一定平街为低以储液.存在循环效率较低的

的状态)a1£

表2几种典型压缩气体储能系统技术性能和优缺点对比

3、压缩气体储能技术经济性分析

3.1投资成本分析

目前已投运的10MW/60MW・h级绝热压缩空气储能单位造价

超过10000元/kW、1700元/(kW•h)；60MW/300MW・h和100

MW/400MW-h级绝热压缩空气储能单位造价超过8000元/kW、1600

元/(kW-h)o新建的300MW/1500MW・h级盐穴绝热压缩空气

储能单位造价约为6000元/kW、1200元(kW・h),人工碉室绝

热压缩空气储能单位造价约为8000元/kW、1300元/(kW・h)。

由此可见，随着技术进步和大型化发展，压缩空气储能单位

造价水平已快速下降。随着需求的扩大，关键设备进一步形成系

列化，投资成本还可进一步下降，有望在不远的将来实现5000

元/kW、1000元/(kW・h)左右甚至更低的单位造价。

近年，百万千万级大型抽水蓄能电站单位造价约6000〜8000

元/kW、6001200元/(kW・h),与300MW级压缩空气储能同等

规模的中小型抽水蓄能电站造价约8000^10000元/kW。综合对

比，压缩空气储能竞争优势将逐渐显现。从系统设备成本构成来

看，压缩机和膨胀机各占比20%左右，蓄热换热装置占15%~20乳

储气系统占20%~30%,厂房土地占比约10%,其他占比约10缸储

气系统投资水平与储气方式密切相关，根据国内相关项目资料，

盐穴储气造价较低，约100元/(kW・h),条件较好的盐穴造价

可进一步降低；人工胴室造价约500元/(kW・h)；管线钢储气

造价约1500元/(kW・h)。根据美国PG&E项目资料，枯竭气藏

储气造价约400元/(kW・h),包含地下储库及输气管道。

液态空气储能项FI还处于起步阶段，中国绿发青海60W600

MW-h液态空气储能示范项目单位投资约26000元/kW、2600元

/(kW•h),英国HighviewPower公司的5MW/15MW•h液态空

气储能示范项目单位投资约14000元/kW、4700元/(kW・h),

均远高于盐穴压缩空气储能。根据EnergyDome公司资料，其20

MW/100MW八压缩C02储能概念项目估算投资约2370X104美元,

折合单位造价约8295元/kW、1659元/(kW•h),其中压缩系

统、膨胀发电系统、储气设施和储热换热系统四大部件投资占比

接近80%o国内10MW/20MW-h压缩C02储能验证项目投资未见

报道。

总体来看，压缩C02储能单位造价应介于液态空气储能和压

缩空气储能之间，随着规模的扩大和关键设备造价的降低，投资

还有一定下降空间。液态C02储能目前还未有实际案例，相比低

压端气态储存方案，减少了薄膜储气仓投资和占地，但增加了储

冷制冷设施投资，未来实际效果还需进一步验证。

3.2度电成本分析

LCOS（平准化储能成本）是评价各类储能项目经济性的关键

指标。美国国家可再生能源实验室关于LCOE（平准化度电成本）

的定义为发电项目在运营期内发生的所有成本与全部发电量的比

值，全部成本包括初始投资、运维费用、大修或组件替换成本、

期末残余资产处置成本等。与LCOE类似，LCOS考虑了储能系统的

投资成本、运营和维护成本等，并将其按一定的折现率平均分摊

到每单位存储并释放的能量上，得出存储单位能量的平均折现成

本，其实质反映了净现值为零时全生命期内部平均电价。

以目前较为典型的3种压缩气体储能为例，与抽水蓄能进行

全生命期度电成本计算对比。压缩空气储能投资参考在建的中国

能建应城项目，考虑运行工况折减，选取的计算效率略低于其设

计效率。

压缩C02储能投资参考EnergyDome公司数据，考虑采用中

温蓄热系统，以及根据当前的C02压缩机和膨胀机效率，结合本

文建模模拟，循环效率按65%计取。液态空气储能投资参考中国绿

发在建的青海项目。

抽水蓄能电站工程建设条件个体差异明显，造价水平与工程

建设条件和装机规模密切相关，电站单位造价一般随装机规模增

加而显著降低。中小型电站投资参考近期签约的湖南东安、湖北

恩施等项目，按单位投资8500元/kW计；大型电站单位投资按6

000元/kW计。

压缩气体储能运行寿命按30a、抽水蓄能按50a考虑。等效充

放电年循环次数按300次计算。运维成本包括设备维护成本、管

理成本及运营人员成本。不计其他来源收入。上述储能方式度电

成本计算结果见表3。

表3压缩气体储版与抽水蓄能度电成本对比

储能功率/储能看后，初始投资/返穗成本/折现率/循环效率，运行寿命/1£0§严，LCOS,*/LCOS,3/

里门

MWMW*h10’元(101元%，a[元/(ka-h)][元/(kR-h)][T£/(ku-h)]

A-CAES3001s(n1840002200668300.93403460185

A-CCES20Id)20000550665UWOMR0406

LAES60600156800990658301378。於80345

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大MPHES120072000010000676500X3603090136

注：