壓縮空氣儲能技術(shù)與發(fā)展

王富強，王漢斌，武明鑫，宗萬波，王 歡，李 鵬

(1.水電水利規(guī)劃設(shè)計總院有限公司，北京 100120；2.中國電建集團河北省電力勘測設(shè)計研究院有限公司，河北 石家莊 050032；3.中國電建集團中南勘測設(shè)計研究院有限公司，湖南 長沙 410014)

0 引 言

在構(gòu)建新型能源體系的背景下，為提升電力系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力，加快靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)，新型儲能初露鋒芒，裝機規(guī)模也在逐年增加。根據(jù)國務(wù)院《2030年前碳達峰行動方案》，到2025年，我國新型儲能裝機容量將達到3 000萬kW以上。新型儲能中以電化學(xué)儲能和壓縮空氣儲能的技術(shù)最為成熟，但電化學(xué)儲能設(shè)施仍未形成公認的安全性解決方案，存在火災(zāi)、爆炸等安全隱患。相比而言，壓縮空氣儲能安全性較高，且具有儲能規(guī)模大、放電時間長、使用壽命長、熱冷電綜合利用面廣等優(yōu)點[1-2]。國內(nèi)外相關(guān)高校、科研院所、企業(yè)等對壓縮空氣儲能技術(shù)的研發(fā)和應(yīng)用推廣極為重視。

1949年，德國工程師Stal Laval提出了傳統(tǒng)壓縮空氣儲能技術(shù)[3]。當(dāng)用電低谷時，消耗電力驅(qū)動壓縮機工作產(chǎn)生高壓空氣并存儲；當(dāng)用電高峰時，被壓縮的空氣膨脹，進入透平做功產(chǎn)生電力[4]。由于空氣膨脹做功需要吸收熱量，傳統(tǒng)壓縮空氣儲能需要在發(fā)電過程中燃燒天然氣補熱以提高功率，這也導(dǎo)致傳統(tǒng)壓縮空氣儲能技術(shù)存在碳排放和環(huán)境污染問題。為解決這一問題，壓縮空氣儲能逐步發(fā)展出先進絕熱壓縮空氣儲能、液化空氣儲能、超臨界壓縮空氣儲能等新型技術(shù)[5-7]。其中，先進絕熱壓縮空氣儲能技術(shù)相對最為成熟、規(guī)模最大，該儲能系統(tǒng)中增加了儲熱裝置，充分利用了空氣壓縮過程中產(chǎn)生的高熱量，通過儲熱裝置進行儲存，再在高壓空氣膨脹發(fā)電時進行回?zé)?，極大提高了能量利用效率，不再需要燃燒天然氣進行補熱[8]。這項壓縮空氣技術(shù)現(xiàn)已在江蘇金壇(60 MW×5 h)壓縮空氣儲能項目中示范應(yīng)用，一批100～300 MW級項目正在建設(shè)或開展前期工作[9]。

本文闡述了壓縮空氣儲能項目建設(shè)情況及技術(shù)特性、關(guān)鍵設(shè)備、儲氣庫、應(yīng)用場景及成本分析等內(nèi)容，梳理出壓縮空氣儲能關(guān)鍵技術(shù)重點和難點，最終分析技術(shù)發(fā)展趨勢及研判未來路徑。

1 壓縮空氣儲能項目建設(shè)情況與技術(shù)特性

自1949年利用地下洞穴壓縮空氣進行儲能的理念提出以來，國內(nèi)外開展了大量研究和實踐，國外有2座大型壓縮空氣儲能電站在德國Huntorf電站(290 MW，壓縮儲能時長12 h、發(fā)電時長3 h)和美國McIntosh電站(110 MW，對外連續(xù)輸出電能26 h)投入商業(yè)運行[3]。我國自2014年建成了0.5 MW的蕪湖非補燃示范項目，之后在中科院工程熱物理研究所技術(shù)支持下，貴州畢節(jié)10 MW壓縮空氣儲能驗證平臺和肥城(一期)10 MW壓縮空氣儲能調(diào)峰電站于2021年投產(chǎn)，張北100 MW壓縮空氣儲能項目于2022年進入帶電調(diào)試階段。在清華大學(xué)的支持下，青海西寧100 kW復(fù)合式壓縮空氣儲能工業(yè)示范項目于2016年投產(chǎn)，金壇壓縮空氣儲能項目于2022年5月投入商業(yè)運行，云崗井田60 MW壓縮空氣儲能項目正處于建設(shè)期。此外，肥城(二期)300 MW級壓縮空氣儲能電站和中國能建數(shù)科集團的平頂山(200 MW)、泰安(300 MW)等項目近期完成了可行性研究。當(dāng)前，100 MW級壓縮空氣儲能項目正在開展示范應(yīng)用。規(guī)劃或設(shè)計階段的一大批壓縮空氣儲能項目，裝機規(guī)模逐步由100 MW發(fā)展到200 MW或300 MW。壓縮空氣儲能技術(shù)正由示范應(yīng)用階段轉(zhuǎn)向初期商業(yè)化發(fā)展階段。壓縮空氣儲能項目發(fā)展歷程見圖1。

圖1 壓縮空氣儲能項目發(fā)展歷程

綜合國內(nèi)外已建項目分析可知，壓縮空氣儲能電站單機容量較大(目前為100 MW)，儲能時長較長(可達4 h以上)，調(diào)節(jié)響應(yīng)時間為分鐘級，初步具備與中小型抽水蓄能電站相當(dāng)?shù)恼{(diào)節(jié)能力和性能，較其他新型儲能形式具備電站壽命長、安全性更高的優(yōu)勢。國外已投運的商業(yè)運行項目，天然氣補熱后能源轉(zhuǎn)換效率為42%～55%。國內(nèi)非補燃壓縮空氣儲能電站額定工況下效率可達60%～65%，已投運的金壇電站額定工況下電-電轉(zhuǎn)換效率達61.2%。

2 壓縮空氣儲能關(guān)鍵設(shè)備

壓縮空氣儲能系統(tǒng)包含壓縮、儲氣、蓄熱/冷、回?zé)?冷、膨脹發(fā)電等多個子系統(tǒng)(見圖2)，系統(tǒng)內(nèi)的關(guān)鍵設(shè)備主要包括壓縮機、換熱器和膨脹機，相關(guān)的設(shè)備技術(shù)相對成熟，通過項目示范建設(shè)，基本具備了一定的產(chǎn)業(yè)鏈基礎(chǔ)。雖然壓縮空氣儲能循環(huán)與燃氣輪機類似，但壓縮機壓比和膨脹機膨脹比均遠高于常規(guī)燃氣輪機的壓縮機和透平。因此，本文重點針對壓縮空氣儲能關(guān)鍵設(shè)備和制造能力進行分析。

圖2 壓縮空氣儲能技術(shù)原理

2.1 壓縮機

壓縮機是一種壓縮氣體提高氣體壓力或輸送氣體的機器，應(yīng)用極為廣泛，用于壓縮空氣儲能系統(tǒng)的壓縮機具有流量大、壓力高的特點。目前，市場上壓縮機的技術(shù)比較成熟。國內(nèi)制造廠家主要有沈鼓集團、陜西鼓風(fēng)機集團等，國外主要有阿特拉斯·科普柯、西門子等。沈鼓集團為江蘇金壇60 MW壓縮空氣儲能項目配供壓縮機。國內(nèi)的主流壓縮機生產(chǎn)廠家均已具備設(shè)計制造大流量、高壓力的主壓縮機、循環(huán)壓縮機的條件和基礎(chǔ)，100 MW級壓縮機基本可以實現(xiàn)國產(chǎn)化。

作為壓縮過程中的核心部件，壓縮機決定著儲能過程中的效率，開發(fā)大流量、高效率、高排氣溫度(提升系統(tǒng)的蓄熱溫度和回?zé)釡囟?的壓縮技術(shù)，有助于提升系統(tǒng)的整體儲能效率，但大規(guī)模壓縮機的設(shè)計制造仍需技術(shù)研發(fā)，且壓縮機實現(xiàn)單機300 MW級仍存在很大難度和技術(shù)瓶頸，需現(xiàn)有壓縮機采用并聯(lián)或串聯(lián)方式實現(xiàn)。

2.2 換熱器

換熱器是將熱流體的部分熱量傳遞給冷流體的設(shè)備，按換熱結(jié)構(gòu)，換熱器主要分為管殼式換熱器和板式換熱器。國內(nèi)化工及動力設(shè)備配套廠家均具備換熱器設(shè)計加工能力，大多可開展換熱裝置的設(shè)計和計算工作，針對壓縮空氣儲能系統(tǒng)工作特點及參數(shù)完成換熱器的加工設(shè)計并完成組裝。哈爾濱汽輪機廠專門為壓縮空氣儲能項目研制了一款“U”形發(fā)夾式換熱器，屬于管殼式換熱器一類，具有流量大、承壓高、耐高溫、啟?？?、高效率等特點，已應(yīng)用于江蘇金壇60 MW壓縮空氣儲能項目。張北100 MW壓縮空氣儲能電站采用中科院研發(fā)的氣-水換熱器。

2.3 膨脹機

膨脹機利用了壓縮氣體膨脹降壓時勢能轉(zhuǎn)化為動能的原理，作為系統(tǒng)的核心部件之一，其性能對整個系統(tǒng)性能具有決定性的影響。隨著壓縮空氣儲能膨脹機發(fā)電功率的提升，膨脹機進氣壓力最大可達數(shù)十兆帕，進氣溫度最高可達300 ℃。對于大型壓縮空氣儲能電站，膨脹機一般采用多級膨脹帶中間再熱的結(jié)構(gòu)形式。

針對空氣的熱力特性開發(fā)新型高效的空氣透平，是提高膨脹發(fā)電系統(tǒng)效率的關(guān)鍵。國內(nèi)空氣透平生產(chǎn)廠家主要有哈電汽輪機公司、東方汽輪機公司以及上海汽輪機廠等，均在透平膨脹機領(lǐng)域加大研發(fā)力度。目前，已有廠家正開展300 MW級壓縮空氣儲能的膨脹機研發(fā)工作。

3 儲氣庫

壓縮空氣儲能儲氣庫包括高壓氣罐、低溫儲罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等多種形式。儲氣庫形式與機組容量、每千瓦投資的關(guān)系見圖3。圖3中，機組容量為電站總裝機容量，400～1 200 MW容量一般裝機2～4臺。對我國規(guī)劃、可研、在建、已建項目的統(tǒng)計分析可知，鹽穴儲氣庫機組容量多較大，其每千瓦投資相對較低；廢舊礦洞和新建洞穴也多可用作大型電站建設(shè)，每千瓦投資稍高于鹽穴建庫；而低溫儲罐和高壓氣罐一般用于中小型電站，且多處于試驗階段，現(xiàn)階段其每千瓦平均投資普遍比地下儲氣庫高。由于大型壓縮空氣儲能電站需要較大的儲氣空間，而地上儲氣罐(管)價格昂貴，現(xiàn)階段在建、已投產(chǎn)項目多采用地下儲氣庫，即鹽穴、新建洞穴和礦洞改造3種形式。本文就此3種形式的儲氣庫做重點論述。

圖3 儲氣庫形式與電站裝機容量、每千瓦投資的關(guān)系

3.1 鹽穴

我國地下鹽巖分布范圍廣，埋深由數(shù)十米至1 000 m不等。與國外相比，我國鹽巖具有礦層層數(shù)多、單層厚度薄的特點，并且鹽巖中多存在鈣芒硝、硬石膏和泥巖夾層等，夾層的存在可能影響洞穴的長期運行穩(wěn)定[10]。但如果鹽穴的埋藏深度、構(gòu)造條件、密封性條件、鹽層地質(zhì)條件(厚度、含礦率、品味、夾層特征)、頂?shù)装宸€(wěn)定性等符合相關(guān)要求，仍具有建設(shè)鹽穴地下儲庫的條件。

從工程角度，為降低建庫成本，縮短建庫時間，最有效的辦法就是利用老腔改造，將已有鹽穴老腔改造成適宜壓縮空氣電站的儲氣庫。早期改造技術(shù)常用于天然氣儲氣中，而壓縮空氣儲能電站的高溫高壓、日循環(huán)、壓力變化大(最大4～14 MPa，一般7～10 MPa)等運行特點，對鹽穴腔體篩選的相關(guān)標準及腔體改造完成后的井筒穩(wěn)定性提出了更高的要求。此外，由于鹽巖極強的蠕變特性，鹽巖儲氣庫長期運行會出現(xiàn)儲氣庫體積減少的情況，對于壓縮空氣儲能，儲氣庫容積決定了電站的調(diào)節(jié)性能和效率。因此，對長期循環(huán)作用下的儲氣庫蠕變特性需格外關(guān)注。

3.2 硬巖儲氣庫

地下儲氣庫是壓縮空氣儲能電站選址的決定因素，其中人工開挖的硬巖洞室具有受地理位置限制小、適應(yīng)范圍廣等優(yōu)點。我國鹽穴資源有限，因此人工開挖洞穴在現(xiàn)階段的壓縮空氣儲能選點規(guī)劃中受到關(guān)注。技術(shù)層面上，中國電建集團中南勘測設(shè)計研究院有限公司通過試驗研究和技術(shù)研發(fā)，突破了淺埋硬巖大規(guī)模地下高壓儲氣庫的建造技術(shù)，解決了10 MPa級高壓空氣反復(fù)加卸載循環(huán)作用下地層穩(wěn)定及高壓密封問題，可在巖石條件較好的地區(qū)開展地下儲氣庫選址，拓寬了大型壓縮空氣儲能的應(yīng)用范圍。

3.3 廢舊礦洞改造

礦洞改造建設(shè)儲氣庫與新建硬巖儲氣庫有一定相似性，兩者洞內(nèi)均需采取支護、防護處理措施。利用煤礦洞穴作為壓縮空氣儲能儲氣庫，多選取布置在巖巷里的地下空間作為存儲空間，而不是利用采空區(qū)的空間。采空區(qū)上覆巖體受擾動大，頂部垮落帶巖體一般呈碎裂狀，上部裂縫帶可能會連通礦洞與其上方的地下水。此外，礦內(nèi)洞穴仍會殘留大量瓦斯等有毒有害氣體。巖巷條件大多相對較好，且一般具有支護措施，基本具備儲氣庫條件，但仍存在受礦井水、有毒有害氣體危害的風(fēng)險。

我國金屬礦品種齊全、分布廣泛。其中，銅等有色金屬礦物是在巖漿的冷卻過程中形成，其開采后洞穴周邊巖體條件一般較好，經(jīng)采取支護襯砌等措施后，可基本滿足建設(shè)壓縮空氣儲氣庫的要求。

3.4 地下儲氣庫建設(shè)綜合分析

選取國內(nèi)3個重點項目，針對不同儲氣庫建設(shè)成本進行估算，結(jié)果見表1。對各類型儲氣庫建設(shè)條件及造價條件的綜合分析可知：

表1 不同儲氣庫建設(shè)成本對比

(1)鹽穴儲庫多基于已開采完成的老腔，主要成本在于初期改造和后期維護，相對建設(shè)投資成本較小。但鹽巖儲氣庫存在選點局限性、鹽穴失效、輸氣管道較長導(dǎo)致氣壓損失大等問題。①選點具有局限性。鹽穴資源有限，受壓縮空氣建庫條件限制，可選的鹽穴更少。此外，還需從開發(fā)利用經(jīng)濟性和天然氣儲氣庫的開發(fā)形式進行比較。相比而言，壓縮空氣儲能項目回收期更長。②可能存在鹽穴蠕變、鹽巖夾層變形破壞等問題，誘發(fā)鹽穴失效。③鹽穴埋深大，輸氣管道過長或口徑過小均可能導(dǎo)致沿程的氣壓損失大，進而影響電站效率。

(2)新建硬巖儲氣庫布置限制最少，運行問題相對較少，但單位造價最高。隨著壓縮空氣儲能項目的規(guī)?；l(fā)展，可根據(jù)所處不同地層巖體特性，采取不同支護和密封形式，地下工程的建設(shè)費用有一定的下降空間。

(3)礦洞改造儲氣庫工程造價適中，但不同礦洞的地質(zhì)條件相差較大，工程投資不確定性可能較大。對于煤礦而言，地下瓦斯等有毒氣體和煤巖損傷等可能影響儲氣庫建設(shè)及電站運營。

4 應(yīng)用場景分析

壓縮空氣儲能技術(shù)針對不同應(yīng)用場景具有不同的適用性，簡析如下：

(1)削峰填谷場景。當(dāng)前，我國電網(wǎng)規(guī)模日益增大，復(fù)雜性日益加劇，電網(wǎng)峰谷差給發(fā)電和電力調(diào)度造成了困難，且電網(wǎng)發(fā)生大面積停電故障的風(fēng)險在逐步增大。因此，需要大容量、高效率的儲能技術(shù)緩解電網(wǎng)高峰供電壓力，同時提供事故備用功能，進而保證電網(wǎng)安全、經(jīng)濟運行。與抽水蓄能電站用于削峰填谷場景的功能類似，壓縮空氣儲能電站能量釋放時間為小時級以上，功率等級為百兆瓦級，調(diào)節(jié)能力為分鐘級，也具備服務(wù)電網(wǎng)削峰填谷需求的能力。國外已建的2座商業(yè)化運行的壓縮空氣儲能電站均用于削峰填谷場景。

(2)電源側(cè)可再生能源消納場景。我國風(fēng)能資源和太陽能資源主要分布于西北地區(qū)，當(dāng)?shù)氐碾娔芟{能力不足，需進行遠距離外送。在風(fēng)電場和光伏發(fā)電場配備相應(yīng)比例的儲能系統(tǒng)是解決并網(wǎng)和遠距離外送問題的有效途徑。壓縮空氣等新型儲能系統(tǒng)能夠在電網(wǎng)無法消納風(fēng)電和光伏發(fā)電的情況下，將電能儲存起來，有效避免棄風(fēng)、棄光，有效支撐新能源基地打造，確保并網(wǎng)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定。

(3)電網(wǎng)輔助服務(wù)場景。電網(wǎng)輔助服務(wù)作為電力系統(tǒng)的穩(wěn)定器、調(diào)節(jié)器、平衡器，包括電網(wǎng)調(diào)頻、調(diào)相等功能。首先，壓縮空氣儲能系統(tǒng)具備二次調(diào)頻的能力，并且由于壓縮空氣換熱溫差遠小于燃氣輪機組，同樣等級下其頻率調(diào)節(jié)速率遠快于燃機。其次，壓縮空氣發(fā)電機組在調(diào)峰時段也可起到支撐電網(wǎng)電壓的作用。如果考慮調(diào)峰任務(wù)完成后不停機而使發(fā)電機作調(diào)相機運行，其系統(tǒng)運行方式時可根據(jù)電網(wǎng)日負荷曲線安排發(fā)電和調(diào)相計劃。

(4)用戶側(cè)服務(wù)場景。用戶側(cè)作為電能發(fā)-輸-配-變-用的最后一個環(huán)節(jié)，直接消耗電能(能源)以服務(wù)經(jīng)濟社會發(fā)展，服務(wù)于用戶側(cè)儲能可降低用電成本和提高用戶側(cè)電能可靠性。對于壓縮空氣儲能而言，還有一種面向用戶的場景，即冷-熱-電聯(lián)供，可更為充分利用壓縮-發(fā)電過程中的冷、熱能，對于一些工業(yè)園區(qū)等耗能單位，統(tǒng)籌考慮其能源利用形式，可提高系統(tǒng)效率。此外，壓縮空氣儲能規(guī)模范圍達10～300 MW，儲氣時長可從分鐘級到小時級，儲氣裝置也可利用地面儲氣罐，規(guī)模及布置靈活，對分布式電力系統(tǒng)更具有適應(yīng)性，可使用戶獲得較低的電費水平。

5 壓縮空氣儲能建設(shè)成本和度電成本分析

壓縮空氣儲能項目進展與每千瓦投資、項目裝機容量的關(guān)系見圖4。從圖4可知，壓縮空氣儲能電站的機組容量隨著技術(shù)迭代更新正逐步增大，每千瓦投資在逐步減少，相應(yīng)的建設(shè)成本仍處于下降過程中。如國內(nèi)第1個投運的非補燃壓縮空氣示范項目蕪湖電站裝機500 kW，其投資約60 000元/kW；肥城一期電站裝機10 MW，其投資約10 000元/kW；金壇項目和目前正在建設(shè)的張北、云崗井田項目投資約8 000元/kW，已與中小型抽水蓄能建設(shè)成本相當(dāng)；部分可研階段和規(guī)劃階段的壓縮空氣儲能項目，估算投資約5 000～6 000元/kW，已與大型抽水蓄能電站相當(dāng)。

圖4 壓縮空氣儲能項目進展與每千瓦投資、電站裝機容量的關(guān)系

在削峰填谷和電源側(cè)可再生能源消納(利用新能源基地棄風(fēng)棄光充電，不考慮充電成本)2種場景下，采用平準化電力成本方法分析比較了不同的儲能技術(shù)的全壽命期度電成本，考慮了工程建設(shè)成本、運維成本、儲能成本，對比抽水蓄能、中小型抽水蓄能、壓縮空氣儲能2022(現(xiàn)水平)和2025(十四五末發(fā)展水平)、電化學(xué)儲能4種儲能形式，初步測算成果見表2。

表2 不同場景下度電成本測算結(jié)果 元

從表2可知，在削峰填谷應(yīng)用場景下，壓縮空氣儲能當(dāng)前度電成本水平與中小型抽水蓄能電站相當(dāng)，十四五末度電成本進一步降低，兩者均遠低于電化學(xué)儲能。在可再生能源消納場景下，壓縮空氣儲能度電成本將更接近大型抽水蓄能水平。

6 壓縮空氣儲能技術(shù)重點及難點

(1)壓縮空氣儲能效率有待進一步提高。目前，壓縮空氣儲能技術(shù)的電換電效率為50%～65%、冷-熱-電綜合能源的利用效率為70%～80%，轉(zhuǎn)換效率仍相對較低，運行成本較高。壓縮空氣儲能系統(tǒng)的綜合效率與各個子系統(tǒng)的能量效率密切相關(guān)，需從設(shè)備、工藝、應(yīng)用場景各方面進行綜合研究。

(2)300 MW級壓縮機尚處于技術(shù)研發(fā)階段。壓縮空氣儲能電站增大單機容量，并進一步提高能量效率，繼續(xù)攻關(guān)大排量、高壓力、高效率的壓縮機和膨脹機，以及研究提高蓄熱溫度和回?zé)釡囟鹊?，是實現(xiàn)壓縮空氣儲能技術(shù)規(guī)?；l(fā)展的必然要求。目前，已投產(chǎn)的壓縮空氣電站裝機容量為60 MW(金壇)、開展帶電調(diào)試單機容量為100 MW(張北)，100 MW級壓縮空氣儲能電站尚處于示范階段，實現(xiàn)300 MW級仍需進行設(shè)備研發(fā)、經(jīng)驗積累和技術(shù)迭代。

(3)價格機制方面。新型儲能的成本回收機制還在探索中。壓縮空氣儲能需進一步實施峰谷電價和儲能電價政策，對儲能的購電價格、放電價格、輸配電價格以及結(jié)算方式等制定單獨的交易電價政策，在經(jīng)濟基礎(chǔ)較好、市場化程度高的地區(qū)，加快探索儲能容量電費機制。

7 結(jié)論與展望

(1)壓縮空氣儲能技術(shù)較為成熟，裝機規(guī)模、使用壽命、調(diào)節(jié)性能等與中小型抽水蓄能電站相當(dāng)，且隨著單機規(guī)模的增加和建設(shè)成本的下降，逐漸趨近大型抽水蓄能電站的作用和效益。與抽水蓄能電站相比，其不受水資源限制，具有建設(shè)周期短、占地少和環(huán)保影響小等優(yōu)點。但額定工況下效率為60%左右，總體偏低。

(2)壓縮空氣儲能技術(shù)正由100 MW級示范應(yīng)用階段轉(zhuǎn)向規(guī)?；⑸虡I(yè)化發(fā)展，一大批壓縮空氣儲能項目也處在規(guī)劃或設(shè)計階段，裝機規(guī)模逐步增大，但100 MW級電站運行經(jīng)驗仍需積累，壓縮空氣儲能技術(shù)仍需迭代升級。

(3)隨著項目增加和產(chǎn)業(yè)發(fā)展，壓縮空氣儲能電站建設(shè)成本不斷下降?；诓煌瑧?yīng)用場景的初步分析表明，相比于削峰填谷應(yīng)用場景，壓縮空氣儲能在可再生能源消納場景下，度電成本低于中小型抽水蓄能電站，更接近大型抽水蓄能電站水平，具有一定的經(jīng)濟競爭力?？紤]到西北地區(qū)抽水蓄能電站存在水源條件差、建設(shè)和運行成本高等問題，隨著壓縮空氣儲能建設(shè)成本的逐漸下降，競爭力將逐步提高。

(4)鑒于壓縮空氣儲能技術(shù)具備在特定場景的明顯優(yōu)勢，通過發(fā)展也具有一定的規(guī)?；l(fā)展?jié)摿?，可進一步開展以下技術(shù)研發(fā)和研究工作：大規(guī)模、高效率空氣壓縮機技術(shù)；系統(tǒng)工藝優(yōu)化設(shè)計等提升能量轉(zhuǎn)換效率的關(guān)鍵技術(shù)；壓縮機運行過程對可再生能源不穩(wěn)定出力的適應(yīng)性，進一步明確其配合新能源并網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力；壓縮空氣儲能項目建設(shè)管理和產(chǎn)業(yè)鏈；壓縮空氣儲能運行管理；壓縮空氣儲能電價政策。

致謝：水電水利規(guī)劃設(shè)計總院有限公司張東升、戴康俊2位副總工對壓縮空氣儲能技術(shù)與發(fā)展項目研究和論文編寫提出了指導(dǎo)性意見，中國電建集團河北省電力勘測設(shè)計研究院有限公司李雙江、閻占良2位正高級工程師在壓縮空氣儲能關(guān)鍵設(shè)備調(diào)研中給予了大力支持，中國電建集團中南勘測設(shè)計研究院有限公司許衛(wèi)院長在地下儲氣庫調(diào)研中給予了幫助，在此一并致謝。