壓縮空氣儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)特點(diǎn)及發(fā)展趨勢

張瑋靈，古 含，章 超，葛 昂，應(yīng)元旭

（電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，北京 100120）

儲能的應(yīng)用可促進(jìn)新能源消納，增強(qiáng)系統(tǒng)靈活性和可靠性，是新型電力系統(tǒng)建設(shè)的重要支撐。當(dāng)前，國家已出臺《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》[1]《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》[2]]《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》[3]等文件引導(dǎo)推動(dòng)儲能產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。壓縮空氣儲能作為儲能的一種重要類型，具備抽水蓄能、電化學(xué)儲能等其他類型儲能不具備的特有優(yōu)勢[4-6]，有較大發(fā)展?jié)摿ΑＯ啾扔诔樗钅?，壓縮空氣儲能建設(shè)周期短、站址選擇相對容易、生態(tài)環(huán)境友好性高、移民拆遷問題??；相比于目前較為成熟的鋰電池儲能，壓縮空氣儲能壽命長、循環(huán)次數(shù)多、安全性好、清潔無污染、系統(tǒng)性能不衰減，且壓縮空氣儲能有類似于傳統(tǒng)火電的調(diào)頻調(diào)壓性能及轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和短路電流支撐，有利于未來高比例新能源場景下電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

目前，壓縮空氣儲能尚處于科研示范向商業(yè)化示范過渡的階段，總體造價(jià)成本較高、鹽穴儲氣項(xiàng)目可選站址少、系統(tǒng)效率較低、無商業(yè)模式支撐等問題是制約壓縮空氣儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要因素[7]。本文在分析總結(jié)壓縮空氣儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，研判壓縮空氣儲能發(fā)展趨勢，并對產(chǎn)業(yè)發(fā)展提出相關(guān)建議。

1 壓縮空氣儲能的技術(shù)路線和主要環(huán)節(jié)

1.1 技術(shù)路線

壓縮空氣儲能的基本原理是：在儲能過程中，電能驅(qū)動(dòng)壓縮機(jī)，產(chǎn)生高壓空氣并存儲在儲氣裝置中；在釋能過程中，儲氣裝置中的空氣膨脹推動(dòng)透平發(fā)電機(jī)發(fā)電。按照空氣在壓縮和膨脹過程中的熱量管理方式、空氣的存儲狀態(tài)，目前壓縮空氣儲能主要有補(bǔ)燃式壓縮空氣儲能、絕熱壓縮空氣儲能、等溫壓縮空氣儲能、液態(tài)壓縮空氣儲能和超臨界壓縮空氣儲能等技術(shù)路線[8-9]。

補(bǔ)燃式壓縮空氣儲能在儲氣室后端設(shè)置燃燒器，利用天然氣等燃料與壓縮空氣混合燃燒，提升空氣透平膨脹機(jī)進(jìn)氣溫度。該技術(shù)路線成熟度高，但整體效率較低；運(yùn)行過程中需消耗化石能源，造成一定程度的碳排放。隨著能源電力行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型，不依賴化石燃料的非補(bǔ)燃式壓縮空氣儲能技術(shù)成為新的發(fā)展方向。

絕熱壓縮空氣儲能是目前技術(shù)相對成熟且工程應(yīng)用最多的非補(bǔ)燃壓縮空氣儲能。其工作原理是：儲能過程中，在壓縮機(jī)將空氣壓至儲氣室的同時(shí)，利用換熱器將壓縮熱存至儲熱裝置，實(shí)現(xiàn)電能向壓力勢能和壓縮熱能的解耦存儲；發(fā)電過程中，釋放高壓空氣并利用儲存的壓縮熱加熱，形成高溫高壓空氣驅(qū)動(dòng)透平膨脹機(jī)發(fā)電。相比于傳統(tǒng)補(bǔ)燃式壓縮空氣儲能，該技術(shù)路線通過采集利用壓縮熱替代化石燃料補(bǔ)燃，全過程無碳排放。

等溫壓縮空氣儲能通過采取特定控溫手段，使空氣在壓縮及膨脹過程中溫度保持在一定范圍內(nèi)[10]。其優(yōu)點(diǎn)是運(yùn)行參數(shù)低、理論效率較高，具有較大的發(fā)展?jié)摿?；缺點(diǎn)是等溫控制技術(shù)尚不成熟，僅適用于小容量的儲能場景。液態(tài)壓縮空氣儲能通過低溫液化將壓縮后的空氣以液體形式存儲。其優(yōu)點(diǎn)是儲能密度高、儲氣容積小、站址選擇限制少；缺點(diǎn)是引入了液化環(huán)節(jié)，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜、造價(jià)高、效率較低。超臨界壓縮空氣儲能利用了空氣在超臨界狀態(tài)下的諸多優(yōu)點(diǎn)，使儲能系統(tǒng)兼具高效率和高能量密度的特點(diǎn)[11]。目前等溫壓縮空氣儲能、液態(tài)壓縮空氣儲能和超臨界壓縮空氣儲能尚不成熟，基本還處于試驗(yàn)研發(fā)階段。本文后續(xù)研究對象主要為絕熱壓縮空氣儲能。

圖1 絕熱壓縮空氣儲能原理Fig.1 Schematic diagram of traditional AA-CAES

1.2 主要環(huán)節(jié)

壓縮空氣儲能主要環(huán)節(jié)包括壓縮環(huán)節(jié)、膨脹發(fā)電環(huán)節(jié)、換熱儲熱環(huán)節(jié)和儲氣環(huán)節(jié)。

相比于傳統(tǒng)壓縮機(jī)，壓縮空氣儲能系統(tǒng)對壓縮機(jī)的要求是更高的壓比和更寬的工況?？捎糜趬嚎s空氣儲能的壓縮機(jī)主要有往復(fù)式、離心式和軸流式三大類。往復(fù)式壓縮機(jī)流量較?。浑x心壓縮機(jī)單級壓比大，適宜中等流量工況；軸流壓縮機(jī)具有流量大、功率大、單級壓比小等特點(diǎn)。工程應(yīng)用中常考慮不同壓縮形式結(jié)合且多級串聯(lián)，目前常用的一種組合是首級采用軸流式，后幾級采用離心式[12-13]。

相比于傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)，壓縮空氣儲能系統(tǒng)中的透平膨脹發(fā)電機(jī)需適應(yīng)寬工況、高負(fù)荷和非穩(wěn)態(tài)的運(yùn)行方式?？捎糜趬嚎s空氣儲能的透平膨脹機(jī)主要有往復(fù)式、徑流式和軸流式三大類。往復(fù)式膨脹機(jī)流量小、效率低；徑流式膨脹機(jī)效率較高，流量受到約束；軸流式膨脹機(jī)適用于大流量，且效率較高。規(guī)模在5 MW以上的壓縮空氣儲能一般選用軸流式膨脹機(jī)[14]。

換熱環(huán)節(jié)可采用的換熱器主要有管殼式和板式兩類，其中管殼式換熱器可承受較高的溫度和壓力，但體積大且換熱效率低；板式換熱器換熱效率高，但無法承受高溫高壓且密封難度高。目前應(yīng)用于工程的換熱器主要是在管殼式換熱器基礎(chǔ)上改良的發(fā)卡式換熱器，具有純逆流特點(diǎn)，提升換熱效率的同時(shí)可減小體積[15]。

儲氣類型包括天然地下洞穴、人工硐室、金屬容器、復(fù)合材料等[16]。天然地下洞穴成本優(yōu)勢明顯，但受限于特殊地質(zhì)地理?xiàng)l件難以大范圍推廣。人工硐室削弱了特殊地理?xiàng)l件限制，但成本較高，且循環(huán)交變載荷作用下易導(dǎo)致密封失效。金屬材料壓力容器運(yùn)行可靠性高、設(shè)計(jì)制造技術(shù)成熟、安裝布置靈活，但規(guī)模小、造價(jià)高。復(fù)合材料存儲壓力高、密封性好、耐腐蝕，但目前價(jià)格高、管徑較小，尚未應(yīng)用于壓縮空氣儲能領(lǐng)域。

2 壓縮空氣儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)特點(diǎn)

2.1 技術(shù)性能分析

2.1.1 系統(tǒng)效率

壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率與規(guī)模和運(yùn)行工況等因素均相關(guān)。從已建成和在建的項(xiàng)目看，兆瓦級壓縮空氣儲能的系統(tǒng)效率可達(dá)50%以上，10 兆瓦級的系統(tǒng)效率可達(dá)60%以上[17]，百兆瓦級別以上的系統(tǒng)設(shè)計(jì)效率可以達(dá)到70%[18]。目前的系統(tǒng)效率水平低于電化學(xué)儲能和抽水蓄能。對于一定規(guī)模的壓縮空氣儲能，其系統(tǒng)效率與運(yùn)行工況存在耦合關(guān)系，當(dāng)運(yùn)行點(diǎn)偏離額定工況，系統(tǒng)效率降低。在運(yùn)行功率下限，壓縮機(jī)單位功耗進(jìn)氣量減少5%以上，透平發(fā)電單位空氣質(zhì)量流量發(fā)電量降低20%以上，即系統(tǒng)效率僅為額定工況下系統(tǒng)效率的75%左右[19]。

2.1.2 運(yùn)行壽命

壓縮空氣儲能放電時(shí)長和壽命與抽水蓄能相當(dāng)，優(yōu)于電化學(xué)儲能。壓縮空氣儲能和抽水蓄能的放電時(shí)長通常為4～5 h，電站使用壽命一般按30～50年設(shè)計(jì)，在壽命期內(nèi)無需進(jìn)行設(shè)備的替換，故不設(shè)置循環(huán)壽命；目前電化學(xué)儲能電站設(shè)計(jì)壽命一般是20年，每10年需要更換一次電池。

2.1.3 涉網(wǎng)性能

在有功無功調(diào)節(jié)方面，壓縮空氣儲能調(diào)節(jié)系統(tǒng)與火電類似，技術(shù)較為成熟。通過發(fā)電機(jī)的勵(lì)磁系統(tǒng)AVR 自動(dòng)電壓調(diào)節(jié)器調(diào)節(jié)無功電壓，通過調(diào)整透平整體進(jìn)氣量調(diào)節(jié)有功出力。在慣量支撐方面，壓縮空氣儲能系統(tǒng)中的透平發(fā)電系統(tǒng)自帶旋轉(zhuǎn)部件，具備天然的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量支撐能力。相比于電化學(xué)儲能通過控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)慣量支撐功能，壓縮空氣儲能的慣量支撐穩(wěn)定性更高，且不存在響應(yīng)死區(qū)問題。

2.1.4 響應(yīng)速度

響應(yīng)速度方面，壓縮空氣儲能與抽水蓄能相當(dāng)，與電化學(xué)儲能有一定差距。根據(jù)已并網(wǎng)壓縮空氣儲能試驗(yàn)結(jié)果及相關(guān)技術(shù)資料，機(jī)組響應(yīng)AGC平均速率在30%P0/min 左右，一次調(diào)頻實(shí)際穩(wěn)定時(shí)間小于1 min，約為幾十秒數(shù)量級。電化學(xué)儲能要求AGC 調(diào)節(jié)速率不低于100%P0/min，一次調(diào)頻響應(yīng)滯后時(shí)間不大于1 s、調(diào)節(jié)時(shí)間不大于4 s。啟動(dòng)速度方面，壓縮空氣儲能與常規(guī)火電機(jī)組或光熱汽輪機(jī)組相比大大提升，但遜于電化學(xué)儲能和抽水蓄能。壓縮空氣儲能啟動(dòng)時(shí)間約6～8 min，抽水蓄能啟動(dòng)時(shí)間約3～5 min，電化學(xué)儲能則為秒級。

2.2 造價(jià)成本分析

2.2.1 系統(tǒng)分析

目前已投運(yùn)的10 MW/60 MWh級壓縮空氣儲能單位造價(jià)超過10000元/kW、1700元/kWh；60 MW/300 MWh級壓縮空氣儲能單位造價(jià)超過8000元/kW、1600 元/kWh。目前規(guī)劃的壓縮空氣儲能項(xiàng)目正在往大容量、高參數(shù)、規(guī)模化方向發(fā)展。隨著規(guī)模的提升，壓縮空氣儲能造價(jià)水平將逐步下降。根據(jù)相關(guān)可研數(shù)據(jù)，300 MW級的鹽穴壓縮空氣儲能電站單位造價(jià)可低于6000元/kW。

2.2.2 關(guān)鍵環(huán)節(jié)分析

當(dāng)前系統(tǒng)造價(jià)中占比較高的部分主要是壓縮系統(tǒng)、膨脹發(fā)電系統(tǒng)、換熱儲熱系統(tǒng)三大環(huán)節(jié)設(shè)備造價(jià)及儲氣系統(tǒng)造價(jià)。對于采用鹽穴儲氣的工程，壓縮系統(tǒng)、膨脹發(fā)電系統(tǒng)、換熱儲熱系統(tǒng)三大環(huán)節(jié)設(shè)備造價(jià)占比約45%，儲氣系統(tǒng)造價(jià)占比6%～9%，投資的其他部分主要用于常規(guī)電氣系統(tǒng)設(shè)備費(fèi)、建筑費(fèi)、安裝費(fèi)、其他費(fèi)用等。若采用人工硐室和管線鋼儲氣，儲氣系統(tǒng)造價(jià)占比可達(dá)30%以上。

儲氣方式對系統(tǒng)造價(jià)影響大。綜合分析國內(nèi)已完成可研設(shè)計(jì)或正在開展可研設(shè)計(jì)的項(xiàng)目資料，考慮3種主要儲氣方式的平均造價(jià)水平：鹽穴儲氣造價(jià)較低，約100元/kWh，條件較好的鹽穴造價(jià)可進(jìn)一步降低；人工硐室造價(jià)約500元/kWh；管線鋼儲氣造價(jià)約1500 元/kWh。對于放電時(shí)長5 h 的壓縮空氣儲能項(xiàng)目，人工硐室相比于鹽穴儲氣增加造價(jià)2000元/kW，管線鋼儲氣相比于鹽穴儲氣增加造價(jià)7000元/kW。同一儲氣方式下具體工藝和施工方案對造價(jià)也有一定影響。以人工硐室為例，不同的地質(zhì)條件、開挖方案、支護(hù)方案、密封方案均會造成工程量費(fèi)用差異。綜合目前在建[7]和正在開展前期工作的項(xiàng)目來看，硐室單位造價(jià)大約在2000～3500元/m3。

考慮用穴用地成本后，人工硐室與鹽穴儲氣投資差價(jià)縮小，管線鋼儲氣與另外兩種儲氣方式投資差價(jià)增大。根據(jù)目前已有工程數(shù)據(jù)，2×300 MW×5 h壓縮空氣鹽穴租金每年800萬元，按照30年，年利率4.5%，折算現(xiàn)值為13600 萬元，即45 元/kWh。鹽穴儲氣庫不僅可用于壓縮空氣儲能，也廣泛應(yīng)用于石油天然氣的存儲，因此在鹽穴資源緊缺情況下，租賃成本可能進(jìn)一步增加。管線鋼相比于鹽穴和人工硐室增加的用地成本主要為征地費(fèi)用。5 MW×2 h壓縮空氣儲能管線鋼占地約4500 m2(約7 畝)，不同地區(qū)征地價(jià)格不同，一般在10 萬～20萬元/畝，按照15萬元/畝計(jì)算，管線鋼增加的用電成本約105元/kWh。

3 壓縮空氣儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)發(fā)展趨勢研判

3.1 技術(shù)發(fā)展趨勢分析

從整體系統(tǒng)看，壓縮空氣儲能技術(shù)將向大規(guī)模、高效率、系統(tǒng)化方向發(fā)展。目前正在規(guī)劃的壓縮空氣儲能規(guī)模不斷增大，設(shè)計(jì)效率不斷提升，已經(jīng)由10 MW 級別逐步增大至100 MW 級別，設(shè)計(jì)效率由50%提升至70%甚至更高。規(guī)模化發(fā)展一方面有利于電力系統(tǒng)應(yīng)用，另一方面可降低成本造價(jià)并推動(dòng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展。在應(yīng)用層面，壓縮空氣儲能的調(diào)節(jié)性能將不斷提升，網(wǎng)儲協(xié)調(diào)控制策略進(jìn)一步優(yōu)化，更大程度發(fā)揮系統(tǒng)支撐作用。

從構(gòu)成環(huán)節(jié)看，各環(huán)節(jié)都在往低損耗、高效率、降成本方向發(fā)展[20]。壓縮環(huán)節(jié)和膨脹發(fā)電環(huán)節(jié)技術(shù)發(fā)展主要聚焦于通過適應(yīng)寬工況、高負(fù)荷、非穩(wěn)態(tài)運(yùn)行的設(shè)計(jì)，提升系統(tǒng)效率。換熱儲熱環(huán)節(jié)的技術(shù)發(fā)展趨勢是通過優(yōu)化流量、壓力或引入光熱等外界熱源提升換熱儲熱系統(tǒng)整體效率。儲氣環(huán)節(jié)的發(fā)展一方面將加大鹽穴資源的利用，另一方面將逐步減少對特殊地理?xiàng)l件的需求，提升人工硐室、金屬容器和復(fù)合材料容器的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性能。

3.2 造價(jià)變化趨勢分析

3.2.1 造價(jià)下降空間分析

壓縮系統(tǒng)、膨脹發(fā)電系統(tǒng)、換熱儲熱系統(tǒng)三大環(huán)節(jié)設(shè)備造價(jià)具備降本潛力，但空間有限。目前應(yīng)用于壓縮空氣儲能的壓縮設(shè)備、透平膨脹設(shè)備、儲熱換熱設(shè)備主要由傳統(tǒng)主機(jī)廠商通過對已有設(shè)備的改造適應(yīng)壓縮空氣儲能系統(tǒng)的要求。相比于傳統(tǒng)設(shè)備，壓縮空氣儲能對于設(shè)備運(yùn)行工況要求更寬，溫度更高、壓差更大。三大環(huán)節(jié)裝備制造(特別是壓縮和透平膨脹環(huán)節(jié))尚未進(jìn)入規(guī)?；慨a(chǎn)階段，因此具備一定降本空間。但目前來看大型機(jī)械制造行業(yè)門檻較高，社會資本活躍度較低，難以形成如風(fēng)電、光伏、鋰電池儲能等產(chǎn)業(yè)同等程度的規(guī)?；当拘?yīng)。對于300 MW級以上的壓縮空氣儲能三大環(huán)節(jié)設(shè)備造價(jià)降至2000 元/kW 以下可能性較大，有望降至1500元/kW。

人工硐室造價(jià)主要為建安工程費(fèi)，管線鋼成本主要在鋼材和焊材，造價(jià)下降空間有限。人工硐室的工程量主要包括硐室開挖、硐室初支襯砌、二襯襯砌、密封塞混凝土襯砌及密封工程等，造價(jià)下降依賴于未來硐室建造技術(shù)有進(jìn)一步突破。管線鋼儲氣環(huán)節(jié)造價(jià)60%～70%在于管材(目前主要采用X70 或X80 鋼材)、10%～20%在于焊材和焊接工藝、其他部分主要包括施工和防腐等[21]，造價(jià)下降主要依賴于未來材料技術(shù)的進(jìn)步。綜合預(yù)計(jì)，未來鹽穴儲氣方式考慮租賃后成本造價(jià)略有上升，約150 元/kWh；人工硐室約降至400 元/kWh；管線鋼約降至1300 元/kWh。對于放電時(shí)長為5 h 的系統(tǒng)，鹽穴儲氣造價(jià)約750 元/kW；人工硐室約降至2000元/kW；管線鋼約降至6500元/kW。

3.2.2 造價(jià)變化預(yù)測

基于鹽穴儲氣的壓縮空氣儲能未來造價(jià)有望下降至4000～5000 元/kW。其中，鹽穴儲氣部分約750 元/kW(鹽穴處理100 元/kWh，租賃費(fèi)折算50 元/kWh，儲能時(shí)長按照5 h 測算)，三大環(huán)節(jié)設(shè)備費(fèi)約1500 元/kW，其他部分造價(jià)與目前水平相當(dāng)，約2000元/kW。

基于人工硐室的壓縮空氣儲能未來造價(jià)有望下降至5000～6000 元/kW。其中，人工硐室約2000 元/kW(估計(jì)人工硐室造價(jià)可由目前的500元/kWh下降至400元/kWh，儲能時(shí)長按照5 h測算)，三大環(huán)節(jié)設(shè)備費(fèi)約1500 元/kW，其他部分造價(jià)與目前水平相當(dāng)，約2000元/kW。

基于管線鋼的壓縮空氣儲能未來造價(jià)有望下降至10000元/kW。其中，管線鋼造價(jià)約6500元/kW(估計(jì)管線鋼造價(jià)可由目前的1500 元/kWh 下降至1200元/kWh，管線鋼占地征地約100元/kWh，儲能時(shí)長按照5 h測算)，三大環(huán)節(jié)設(shè)備費(fèi)約1500元/kW，其他部分造價(jià)與目前水平相當(dāng)，約2000元/kW。

壓縮空氣儲能的充放電時(shí)長、功能定位等與目前已商業(yè)化推廣應(yīng)用的抽水蓄能相似，以抽水蓄能電站為參照，對標(biāo)壓縮空氣儲能造價(jià)水平：近年投運(yùn)或在建的抽水蓄能電站規(guī)模大多超過1000 MW，造價(jià)在6000 元/kW 左右；特別是近1～2 年開工的項(xiàng)目造價(jià)普遍在7000 元/kW 左右。根據(jù)相關(guān)可研數(shù)據(jù)，與300 MW級壓縮空氣儲能同等規(guī)模的中小型抽水蓄能電站造價(jià)在8000～10000元/kW。綜合對比，隨著技術(shù)和產(chǎn)業(yè)的逐步成熟，壓縮空氣儲能造價(jià)相比于抽水蓄能的造價(jià)優(yōu)勢將逐步顯現(xiàn)。采用鹽穴儲氣的壓縮空氣儲能造價(jià)優(yōu)勢明顯；采用人工硐室儲氣的壓縮空氣儲能單位造價(jià)將與現(xiàn)有大中型抽水蓄能電站單位造價(jià)相當(dāng)，且大幅低于同等規(guī)模的中小型抽水蓄能電站；采用管線鋼儲氣的壓縮空氣儲能造價(jià)有望與中小型抽水蓄能電站相當(dāng)。

4 壓縮空氣儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議

4.1 商業(yè)模式分析

在當(dāng)前市場環(huán)境下壓縮空氣儲能難以獲得合理投資回報(bào)。對于一個(gè)100 MW/500 MWh 的壓縮空氣儲能項(xiàng)目，按照當(dāng)前8000 元/kW 的造價(jià)水平、65%的效率水平，考慮每日一充一放的運(yùn)行方式，年工作天數(shù)300 d，使用年限30 年，谷電充電損耗電價(jià)0.3 元/kWh，年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用率4%，折現(xiàn)率4.5%，可估算壓縮空氣儲能度電成本約0.7 元/kWh，高于當(dāng)前電化學(xué)儲能度電成本水平。根據(jù)對電化學(xué)儲能投資回報(bào)的研究，電化學(xué)儲能在當(dāng)前市場環(huán)境下難以獲得合理投資回報(bào)。壓縮空氣儲能相比于目前的電化學(xué)儲能系統(tǒng)，放電時(shí)長更長，因此對于峰谷電價(jià)差(或其他形式的補(bǔ)償)的要求更高，可見在當(dāng)前市場環(huán)境下壓縮空氣儲能獲得合理投資回報(bào)難度更大。

表1 不同造價(jià)水平和系統(tǒng)效率下的壓縮空氣儲能度電成本Table 1 Cost per kWh of CAES

4.2 政策支持分析

在產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，市場預(yù)期不穩(wěn)定導(dǎo)致產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)難以投入資金建立固定的生產(chǎn)線，進(jìn)而影響規(guī)?；当具M(jìn)程，因此壓縮空氣儲能現(xiàn)階段的發(fā)展需要政策支持。建議按照由點(diǎn)及面、示范先行的思路出臺支持政策，逐步扶持壓縮空氣儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。近期可考慮遴選一批示范項(xiàng)目，并給予類似于抽水蓄能的兩部制電價(jià)政策，引導(dǎo)市場逐步建立穩(wěn)定的需求預(yù)期。中長期造價(jià)下降至與抽水蓄能相當(dāng)水平后可考慮大規(guī)模推廣應(yīng)用，由于壓縮空氣儲能的系統(tǒng)功能定位與抽水蓄能相似，可考慮出臺類似于抽水蓄能的長期穩(wěn)定的兩部制電價(jià)政策。

參照目前抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，壓縮空氣儲能經(jīng)營期按照30 年核定，資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定，在單位千瓦造價(jià)8000 元、資本金20%、還貸期25 年、貸款利率4.5%、年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用率4%的條件下，計(jì)算得到容量電價(jià)(含增值稅)約為1000 元/(kW·年)。當(dāng)單位千瓦造價(jià)下降至6000元，容量電價(jià)為750元/(kW·年)，與目前抽蓄項(xiàng)目容量電價(jià)相當(dāng)。

表2 壓縮空氣儲能及抽水蓄能容量電價(jià)對比Table 2 Generation capacity price compared by CAES and pumped storage

按照當(dāng)前抽蓄兩部制電價(jià)政策，壓縮空氣儲能電量電價(jià)水平取決于系統(tǒng)效率。當(dāng)前抽蓄兩部制電價(jià)政策中電量電價(jià)設(shè)計(jì)原則是最大化利用電力市場彌補(bǔ)抽蓄運(yùn)行中的電量損耗費(fèi)用。對于已有現(xiàn)貨市場的地區(qū)，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算，抽水電量不執(zhí)行輸配電價(jià)、不承擔(dān)政府性基金及附加。在尚未建立現(xiàn)貨市場的地區(qū)，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行，由電網(wǎng)企業(yè)提供的抽水電量產(chǎn)生的損耗在核定省級電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統(tǒng)籌考慮。對于儲能市場5 h，效率達(dá)到70%的壓縮空氣儲能電站，在有現(xiàn)貨市場的地區(qū)，全天市場峰谷價(jià)差需大于10∶7，且持續(xù)5 h以上，要求稍高于抽水蓄能；在無現(xiàn)貨市場的地區(qū)，壓縮空氣用電電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的70%執(zhí)行，對社會成本的增加稍高于抽水蓄能。

“十四五”末，若將500 萬千瓦壓縮空氣儲能納入兩部制電價(jià)政策范圍，將提高全社會用電成本約千分之一。按照造價(jià)水平約6000 元/kW、效率70%進(jìn)行測算，全部納入兩部制電價(jià)需社會承擔(dān)容量電費(fèi)約34億元、電量電費(fèi)約10億元，總計(jì)增加社會用電成本44 億元，預(yù)計(jì)“十四五”末全社會用電量達(dá)9.5萬億千瓦時(shí)，則度電增加0.00046元，將提高全社會用電成本約千分之一。

5 結(jié)論

壓縮空氣儲能是我國最具發(fā)展基礎(chǔ)和發(fā)展?jié)摿Φ囊环N新型儲能。在技術(shù)層面，壓縮空氣儲能具有運(yùn)行壽命長、涉網(wǎng)性能良好、安全風(fēng)險(xiǎn)小等優(yōu)勢，未來將向大規(guī)模、高效率、系統(tǒng)化方向發(fā)展。在經(jīng)濟(jì)層面，壓縮空氣儲能目前造價(jià)水平較高，隨著產(chǎn)業(yè)成熟和技術(shù)進(jìn)步，未來基于鹽穴和人工硐室儲氣的壓縮空氣儲能造價(jià)有望低于現(xiàn)有大中型抽水蓄能造價(jià)水平，基于管線鋼的壓縮空氣儲能造價(jià)有望與同等規(guī)模的中小型抽水蓄能造價(jià)水平相當(dāng)。當(dāng)前壓縮空氣儲能在技術(shù)和產(chǎn)業(yè)配套方面尚未成熟，難以在市場環(huán)境下獲得合理投資回報(bào)，需要政策支撐以穩(wěn)定發(fā)展預(yù)期，進(jìn)而引導(dǎo)相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈持續(xù)健康發(fā)展。按照目前抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，當(dāng)壓縮空氣儲能造價(jià)下降至約6000元/kW，容量電價(jià)水平即與目前的抽水蓄能相當(dāng)。