壓縮空氣儲能仍有盼頭
儲能賽道，又有了新變化。
日前，世界最大液態(tài)空氣儲能項目在青海省格爾木市正式開工，該項目采用新一代壓縮空氣儲能技術與全國產化設備，將電能以常壓、低溫、高密度的液化空氣形式存儲，儲能功率為6萬千瓦，儲能電量為60萬千瓦時。
這意味著，壓縮空氣儲能距離大規(guī)模產業(yè)化提速又近了一步。
儲能的技術路線，怎么那么多?壓縮空氣儲能，到底能不能打?新型儲能的下半場，比拼的是成本優(yōu)勢還是價值優(yōu)勢?
傳統(tǒng)儲能受限，新型儲能起勢
儲能，被視為“雙碳”落地的重要抓手。
隨著光伏發(fā)電、風力發(fā)電等清潔能源的澎湃發(fā)展，對電網的考驗愈發(fā)嚴峻：電網追求的是可靠性與穩(wěn)定性，這恰好是光伏發(fā)電與風力發(fā)電的軟肋，借助儲能正好可以解決間歇性發(fā)電、高波動發(fā)電、錯配發(fā)電。
如此一來，光伏發(fā)電與風力發(fā)電可以甩掉“垃圾電”帽子，而電網的可靠性與穩(wěn)定性也得到保證，實現(xiàn)了雙贏。
儲能被視為“雙碳”落地的重要抓手
對此，國泰君安表示：“極端天氣頻發(fā)，推動我國以市場化資源調配為核心的新型電力系統(tǒng)加速建設，帶動電源側火電靈活性改造+儲能市場釋放。”
問題在于，傳統(tǒng)儲能的增長是受限制的。
多年以來，最為成熟的儲能為抽水蓄能，但不足之處也肉眼可見：需要建造水庫、水泵站以及土地資源，建設成本高企;嚴重依賴地理條件，選址的局限性較大;與負荷中心通常不相鄰，往往要進行長距離輸電，從而增加了成本……
此背景下，新型儲能起勢。
所謂新型儲能，指的是抽水蓄能之外的其他儲能技術，包括重力、鋰電池、鈉電池、液流電池、壓縮空氣等。
對此，電力規(guī)劃設計總院院長杜忠明表示：“新型儲能是構建新型電力系統(tǒng)的關鍵環(huán)節(jié)，可發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調節(jié)能力、保障電網運行安全等重要作用，具有多元、多時間尺度的應用場景。”
這其中，鋰電池被寄予厚望，成為新型儲能的“代名詞”。
與之對應的是，寧德時代與比亞迪憑借在動力電池的優(yōu)勢，雙雙切入儲能賽道，再度演繹“楚漢爭霸”。
然而，鋰電池儲能雖然密度高，但安全性值得商榷，頻頻起火被廣為詬病。
于是，其他儲能技術路線迎來了契機。
據《中國新型儲能發(fā)展報告2023》顯示，2022年新增的新型儲能裝機中，壓縮空氣儲能的市場占有率為3.4%，僅次于鋰電池儲能。
換而言之，壓縮空氣儲能成為了市場的“香餑餑”。
鋰電池的劣勢，正是壓縮空氣的優(yōu)勢
其實，壓縮空氣儲能并非新鮮事物。
據公開資料顯示，早在20世紀50 年代，壓縮空氣儲能就進入了商業(yè)化探索，代表項目為美國的Mcintosh電站與德國的Huntorf電站，當用電低谷時，通過富余的電帶動電動機和壓縮機將空氣壓入地下儲存室;當用電高峰時，釋放壓縮空氣進入燃燒室與燃料混合燃燒產生高溫高壓燃氣帶動膨脹機和發(fā)電機發(fā)電。
不難看出，彼時的壓縮空氣儲能，既不環(huán)保，也不節(jié)能。
中國科學院工程熱物理研究所儲能研發(fā)中心主任徐玉杰在接受《小康》采訪時：“傳統(tǒng)壓縮空氣儲能技術已經在德國、美國應用多年，但傳統(tǒng)壓縮空氣儲能技術存在依賴化石燃料、需要大型天然洞穴、儲能效率較低等問題，大規(guī)模推廣始終受限。”
技術迭代之后，壓縮空氣儲能才有了“前景”。
圖源：國信證券經濟研究所
徐玉杰進一步表示，我國的先進壓縮空氣儲能系統(tǒng)回收利用壓縮熱，不再使用化石燃料，并可采用地上儲氣裝置、人工硐室和地下天然洞穴等多種形式建設儲氣室。
這么一來，壓縮空氣儲能的競爭優(yōu)勢就凸顯了出來。
首先，安全性更好。
壓縮空氣儲能的系統(tǒng)壽命為三五十年，高于鋰電池儲能，更為重要的是不易燃、不易爆、系統(tǒng)安全性遠勝于鋰電池儲能。
由此，則降低了投資風險，優(yōu)化了工作環(huán)境。
其次，儲能時長更久。
當下，鋰電池儲能的時長通常為2小時，其經濟性不如在4小時以上的長時儲能，因而長時儲能逐步成為行業(yè)的共識。
而壓縮空氣儲能，恰好是長時儲能的理想方案之一。
再次，爆發(fā)力更強。
鋰電池儲能的放電較為平穩(wěn)，而壓縮空氣儲能的放電可控性更高，一旦有必要則可以提供更強的爆發(fā)力，滿足應急的需求，從而拓寬的應用場景。
由此，壓縮空氣儲能站上了“風口”。
2022年年末，中國能建發(fā)布消息稱，計劃首批在全國范圍內布局100座壓縮空氣儲能電站，總投資超200億元。
據天風證券預測，2025年壓縮空氣儲能裝機量將達到6.76GW，2030年將達到43.15GW。2022年至2025年，新增儲能裝機中壓縮空氣儲能的滲透率有望達到10%;2026至2030年，滲透率有望達到23%。
盡管如此，壓縮空氣儲能的痛點也不容忽視。
壓縮空氣儲能涉及高壓、對關鍵部件的要求較嚴苛，不少核心設備需要進口，存在“卡脖子”的風險;由于涉及多學科、多技術融合，對人才的要求較高，也提高了使用的門檻。
沒有成本優(yōu)勢，平替就無從談起
最為關鍵的是，壓縮空氣儲能的成本高企。
美克生能源負責人表示：“萬億級儲能大賽道才剛剛開始，近三年是儲能市場的戰(zhàn)略窗口期，誰跑得快、跑得好，就能在未來的儲能市場占有一席之地。”
這其中的關鍵，在于成本優(yōu)勢。
畢竟，降本增效一直是儲能賽道的關鍵詞，成本越低自然普及速度越快。
現(xiàn)階段，百兆瓦級壓縮空氣儲能的成本為4元/Wh~6元/Wh，以江蘇淮安400MW壓縮空氣儲能示范項目為例，成本約為5/Wh。
這個成本，難言競爭力。
據CNESA的數據顯示，2023年6月儲能系統(tǒng)(2h磷酸鐵鋰，不含用戶側)中標均價為1.082元/Wh，同比減少24%，環(huán)比減少12%。
數據來源：北極星儲能網
兩者的成本差距，肉眼可見。
這意味著，壓縮空氣儲能想“平替”鋰電池儲能并非易事。
需要注意的是，在長時儲能的數個技術路線中，壓縮空氣儲能也不占優(yōu)，以百兆瓦級的液流電池儲能為例，成本在2.5元/Wh左右，僅為同等規(guī)模壓縮空氣儲能的成本一半。
簡而言之，壓縮空氣儲能亟須大幅降低成本。
據長江證券預計，“十四五”期間壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率有望提升至65%~70%，系統(tǒng)成本降至1元/Wh~1.5元/Wh，“十五五”末及之后系統(tǒng)成本有望降至0.8元/Wh~1元/Wh。
從這個角度來看，壓縮空氣儲能的商業(yè)化還有很長一段路要走。
總而言之，儲能是當下熱門賽道，壓縮空氣儲能迎來了“春風”，如若可以成功降低成本，則可以大規(guī)模產業(yè)化提速，從而改變鋰電池儲能在新型儲能一家獨大的格局。
那么，壓縮空氣儲能仍有盼頭。
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