日前，世界最大液态空气储能项目在青海省格尔木市正式开工，该项目采用新一代压缩空气储能技术与全国产化设备，将电能以常压、低温、高密度的液化空气形式存储，储能功率为6万千瓦，储能电量为60万千瓦时。

这意味着，压缩空气储能距离大规模产业化提速又近了一步。

储能的技术路线，怎么那么多？压缩空气储能，到底能不能打？新型储能的下半场，比拼的是成本优势还是价值优势？

储能，被视为“双碳”落地的重要抓手。

随着光伏发电、风力发电等清洁能源的澎湃发展，对电网的考验愈发严峻：电网追求的是可靠性与稳定性，这恰好是光伏发电与风力发电的软肋，借助储能正好可以解决间歇性发电、高波动发电、错配发电。

如此一来，光伏发电与风力发电可以甩掉“垃圾电”帽子，而电网的可靠性与稳定性也得到保证，实现了双赢。

对此，国泰君安表示：“极端天气频发，推动我国以市场化资源调配为核心的新型电力系统加速建设，带动电源侧火电灵活性改造+储能市场释放。”

问题在于，传统储能的增长是受限制的。

多年以来，最为成熟的储能为抽水蓄能，但不足之处也肉眼可见：需要建造水库、水泵站以及土地资源，建设成本高企；严重依赖地理条件，选址的局限性较大；与负荷中心通常不相邻，往往要进行长距离输电，从而增加了成本……

此背景下，新型储能起势。

所谓新型储能，指的是抽水蓄能之外的其他储能技术，包括重力、锂电池、钠电池、液流电池、压缩空气等。

对此，电力规划设计总院院长杜忠明表示：“新型储能是构建新型电力系统的关键环节，可发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、保障电网运行安全等重要作用，具有多元、多时间尺度的应用场景。”

这其中，锂电池被寄予厚望，成为新型储能的“代名词”。

与之对应的是，宁德时代与比亚迪凭借在动力电池的优势，双双切入储能赛道，再度演绎“楚汉争霸”。

然而，锂电池储能虽然密度高，但安全性值得商榷，频频起火被广为诟病。

于是，其他储能技术路线迎来了契机。

据《中国新型储能发展报告2023》显示，2022年新增的新型储能装机中，压缩空气储能的市场占有率为3.4%，仅次于锂电池储能。

换而言之，压缩空气储能成为了市场的“香饽饽”。

其实，压缩空气储能并非新鲜事物。

据公开资料显示，早在20世纪50 年代，压缩空气储能就进入了商业化探索，代表项目为美国的Mcintosh电站与德国的Huntorf电站，当用电低谷时，通过富余的电带动电动机和压缩机将空气压入地下储存室；当用电高峰时，释放压缩空气进入燃烧室与燃料混合燃烧产生高温高压燃气带动膨胀机和发电机发电。

不难看出，彼时的压缩空气储能，既不环保，也不节能。

中国科学院工程热物理研究所储能研发中心主任徐玉杰在接受《小康》采访时：“传统压缩空气储能技术已经在德国、美国应用多年，但传统压缩空气储能技术存在依赖化石燃料、需要大型天然洞穴、储能效率较低等问题，大规模推广始终受限。”

技术迭代之后，压缩空气储能才有了“前景”。

徐玉杰进一步表示，我国的先进压缩空气储能系统回收利用压缩热，不再使用化石燃料，并可采用地上储气装置、人工硐室和地下天然洞穴等多种形式建设储气室。

这么一来，压缩空气储能的竞争优势就凸显了出来。

首先，安全性更好。

压缩空气储能的系统寿命为三五十年，高于锂电池储能，更为重要的是不易燃、不易爆、系统安全性远胜于锂电池储能。

由此，则降低了投资风险，优化了工作环境。

其次，储能时长更久。

当下，锂电池储能的时长通常为2小时，其经济性不如在4小时以上的长时储能，因而长时储能逐步成为行业的共识。

而压缩空气储能，恰好是长时储能的理想方案之一。

再次，爆发力更强。

锂电池储能的放电较为平稳，而压缩空气储能的放电可控性更高，一旦有必要则可以提供更强的爆发力，满足应急的需求，从而拓宽的应用场景。

由此，压缩空气储能站上了“风口”。

2022年年末，中国能建发布消息称，计划首批在全国范围内布局100座压缩空气储能电站，总投资超200亿元。

据天风证券预测，2025年压缩空气储能装机量将达到6.76GW，2030年将达到43.15GW。2022年至2025年，新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到10%；2026至2030年，渗透率有望达到23%。

尽管如此，压缩空气储能的痛点也不容忽视。

压缩空气储能涉及高压、对关键部件的要求较严苛，不少核心设备需要进口，存在“卡脖子”的风险；由于涉及多学科、多技术融合，对人才的要求较高，也提高了使用的门槛。

最为关键的是，压缩空气储能的成本高企。

美克生能源负责人表示：“万亿级储能大赛道才刚刚开始，近三年是储能市场的战略窗口期，谁跑得快、跑得好，就能在未来的储能市场占有一席之地。”

这其中的关键，在于成本优势。

毕竟，降本增效一直是储能赛道的关键词，成本越低自然普及速度越快。

现阶段，百兆瓦级压缩空气储能的成本为4元/Wh~6元/Wh，以江苏淮安400MW压缩空气储能示范项目为例，成本约为5/Wh。

这个成本，难言竞争力。

据CNESA的数据显示，2023年6月储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）中标均价为1.082元/Wh，同比减少24%，环比减少12%。

两者的成本差距，肉眼可见。

这意味着，压缩空气储能想“平替”锂电池储能并非易事。

需要注意的是，在长时储能的数个技术路线中，压缩空气储能也不占优，以百兆瓦级的液流电池储能为例，成本在2.5元/Wh左右，仅为同等规模压缩空气储能的成本一半。

简而言之，压缩空气储能亟须大幅降低成本。

据长江证券预计，“十四五”期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%~70%，系统成本降至1元/Wh~1.5元/Wh，“十五五”末及之后系统成本有望降至0.8元/Wh~1元/Wh。

从这个角度来看，压缩空气储能的商业化还有很长一段路要走。

总而言之，储能是当下热门赛道，压缩空气储能迎来了“春风”，如若可以成功降低成本，则可以大规模产业化提速，从而改变锂电池储能在新型储能一家独大的格局。

那么，压缩空气储能仍有盼头。