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(chǎn)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(chǎn)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(wǎng)的考驗愈發(fā)嚴峻：電網(wǎng)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(wǎng)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(diào)配為核心的新型電力系統(tǒng)加速建設，帶動電源側(cè)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(gòu)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(diào)節(jié)能力、保障電網(wǎng)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(jù)《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(jù)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(chǎn)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(jīng)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(jīng)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(jīng)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(nèi)布局100座壓縮空氣儲能電站，總投資超200億元。
據(jù)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(jù)CNESA的數(shù)據(jù)顯示，2023年6月儲能系統(tǒng)(2h磷酸鐵鋰，不含用戶側(cè))中標均價為1.082元/Wh，同比減少24%，環(huán)比減少12%。
數(shù)據(jù)來源：北極星儲能網(wǎng)
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(shù)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(jù)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(chǎn)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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