◇在能量转换效率方面，世界上第一座投入商业运营的德国亨托夫压缩空气储能电站约为42%，第二座投入商业运营的美国麦金托什压缩空气储能电站约为54%，而湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站可以达到70%

  ◇湖北应城300兆瓦级压缩空气储能项目创下了单机功率、储能规模和转换效率三项世界纪录，成功攻克了地下储气库建设和工艺系统集成等多项技术难题

  ◇随着设备国产化和技术不断突破，压缩空气储能的整体经济性会逐渐提升

  文|《瞭望》新闻周刊记者 侯文坤 张泉

  湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站（2025-08-04摄）程敏摄/本刊

  犹如科幻般的压缩空气储能，正在中国更大规模走进现实。作为我国首座300兆瓦级压缩空气储能示范工程，湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站1月9日实现全容量并网发电，开始商业化运行。该项目可实现每天储能8小时、释能5小时，预计转化后的年均发电量约5亿千瓦时。“地上工程决定好坏，地下工程决定成败”，该项目的地下储能系统由中国工程院院士、中国科学院武汉岩土力学研究所研究员杨春和团队提供全过程技术支撑。

  近日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》，提出到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。支撑2025～2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。

  在我国能源转型和“双碳”战略的大背景下，太阳能、风能飞速发展，这两种新能源具有波动性、间歇性、不稳定性，给电网接入和消纳带来了挑战，对大规模储能需求越来越大。压缩空气储能作为当前三大主流储能模式之一，逐渐进入公众视野。2024年，被业内人士称为压缩空气储能技术产业化的元年。

  压缩空气储能可以利用原本废弃的地下盐穴等空间，在电力需求低时储存剩余的电能，在需求高峰时释放，为电网提供稳定的能源供应，平衡电网负荷，解决可再生能源不稳定的同时，促进风电、光伏等可再生能源的消纳，保障电网运行的稳定性和安全性。

  “地下盐穴具有密闭性好、稳定性高等特点，非常适合压缩空气储能，且盐穴储气技术在成本和容量上都有优势。盐穴储气技术将废弃盐矿改造成一个绿色‘超级充电宝’，属于废弃资源重新利用，成本较低。”杨春和说，在他看来，压缩空气储能在国内的应用前景广阔，预计将成为大规模可再生能源调节和储能的重要技术之一。未来压缩空气储能将扮演更重要的角色，发挥更大的作用。

  空气也可储能

  《瞭望》：湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站的工作原理是什么？

  杨春和：压缩空气储能简单来讲就是利用空气的压缩和释放来储存和释放电能，是一种新型能源储存技术。其基本路径是“削峰填谷”，即用电低谷时段，利用电网剩余电力，驱动空气压缩机，将空气压缩注入地下空间；用电高峰时段，将地下空间中的高压空气释放出来，驱动发电机发电，电力重新并入电网。

  湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站，分为地下储能系统、地上电力系统两部分，地上是压缩机、膨胀机、换热器等设备，地下是两个盐矿采空后留下的洞穴。该工程利用废弃盐矿洞穴作为储气库，以空气为介质，在用电低谷期，将大量空气压缩后通过注采气井注入，穿越约500米长的管道，送进地下盐穴，这个过程将剩余的电能以高压空气的形式储存到地下空间；在用电高峰，再将这个“超级充电宝”里的“电能”释放出来。该工程单机功率达300兆瓦级，储能容量达1500兆瓦时，系统转换效率约70%，每天储能8小时、释能5小时，预计转换后的年均发电量约5亿千瓦时，可以满足约75万居民一年的生活用电需求。

  “地上工程决定好坏”，指地上部分通过一系列步骤将电能储存于压缩空气中，地上部分的建设决定了整个工程的能量转换效率。在能量转换效率方面，世界上第一座投入商业运营的德国亨托夫压缩空气储能电站约为42%，第二座投入商业运营的美国麦金托什压缩空气储能电站约为54%，而湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站可以达到70%。

  “地下工程决定成败”，强调地下储气空间在压缩空气储能项目中的关键性作用。地下储气空间大小、稳定性和密封性等因素，直接影响到储气效率和成本效益。可以说，地下工程决定了压缩空气储能项目的整体可行性和经济性。因此，在选址和地下工程设计时，必须格外重视地质勘察与储气空间的设计优化。

  我国压缩空气储能技术已世界领先

  《瞭望》：相比抽水蓄能和电池储能等主流大规模储能技术，压缩空气储能有什么优势？

  杨春和：抽水蓄能技术相对成熟、应用广泛，但需要有高低差的地势，对地理条件要求严格，且投资大、建设周期长。电池储能具有快速响应和灵活性，未来还可以利用淘汰的车载动力电池，但存在充放电次数有限、使用寿命较短等问题，对环境依然是个挑战。相比之下，压缩空气储能一方面具有更长的使用寿命和较低的运营维护成本，能够在较大规模下长期高效运作；另一方面，压缩空气储能的储能密度较高，适合大规模、长时间能量存储，能在多个时段提供稳定的电力支持，能更好地实现能源的“存储与调度”。

  用于储存空气的盐穴更具备一些独特优势。首先，盐穴具有储量大和密封性好的特点，可以容纳大量的高压空气且能有效防止气体泄漏；其次，相对于其他地下储气库，如废弃矿井或硬岩洞，盐穴的开发和运营成本较低，且使用寿命长，能够保证储能系统的稳定运行；再者，盐穴位于地下，建设不占用地面土地资源，这对土地资源有限的地区尤为重要。但并非所有盐矿都能用作压缩空气储能，在湖北应城，我们团队筛选了100多个盐穴，只有10个可以用于储气。

  再进一步放开视野看，压缩空气储能也并非必须依赖盐穴。盐穴是最理想的储气库，但在没有盐穴资源的地区，压缩空气储能依然具备一定的性价比和应用前景。例如可以利用废弃矿井、地下岩层空洞或人工地下储气设施等替代空间。据初步估算，利用盐矿储气，容量成本约6000元/立方米，在地下打造人工硐室进行压缩空气储能，成本约8000元/立方米。虽然这些替代空间的建设成本现阶段相对较高，但随着技术进步和规模化应用，整体成本有望下降。同时，随着设备国产化和技术不断突破，压缩空气储能的整体经济性会逐渐提升。

  《瞭望》：压缩空气储能技术现阶段在国内的应用情况如何？

  杨春和：截至目前，已有3个盐穴压缩空气储能项目投入运营，总装机容量达到370兆瓦。其中，山东肥城10兆瓦级和江苏金坛60兆瓦级压缩空气储能电站在2021年就已投入运行，湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站日前也已成功实现全容量并网发电。这些项目的成功不仅展示了压缩空气储能技术的可行性，也为未来在更大范围进行商业化应用奠定了坚实基础。

  回看我国压缩空气储能从最初的设想到现实应用，从最初的技术构想到如今的多个示范项目，经历了漫长的过程。我们团队在地下储气空间选择与开发、气体压缩效率、运行参数的设计和优化等方面进行了大量攻关。尤其是在储气密封性和储气效率的提升上，我们突破了多个技术难题，使得系统的效率和稳定性大幅提高。此外，智能化控制和数据监测技术的引入也为项目的运行提供了强有力的保障，确保了能源的高效调度。

  我们团队参与的湖北应城项目还创下了单机功率、储能规模和转换效率三项世界纪录，成功攻克了地下储气库建设和工艺系统集成等多项技术难题——该项目将盐穴地下空间的利用率从20%提升至70%以上，创新性地实现了高位注气、低位排卤的沉渣空隙储气扩容新方案，并首次在全球范围内采用水平压裂形成的盐穴水平老腔进行地下储能。而且，该电站建设周期仅为2～3年，远低于传统的抽水蓄能6～8年的建设周期，同时在储能容量、成本效益、转换效率等方面与抽水蓄能模式相当。这个项目顺利投用，为大规模、长时储能技术路线的验证提供了重要依据，展示了压缩空气储能技术的高效性和巨大的应用潜力，标志着我国在大功率压缩空气储能技术方面已经处于世界领先地位。

  打通堵点加快商用

  《瞭望》：压缩空气储能未来能扮演什么样的角色？

  杨春和：盐穴具备密封性好、使用寿命长、成本低等优势，是压缩空气储能的理想载体，能有效降低储能系统整体成本。我国盐穴资源分布广泛，尤其在华东和华中地区，储量丰富且增长潜力巨大。比如华中地区的河南、湖北和湖南等地，盐矿分布面积达到3654平方公里；华东地区的江苏、安徽和山东等地的盐矿面积也有1756平方公里。随着盐矿企业的持续开采，特别是2020年以后，每年约有1220万立方米的盐穴空间可用于压缩空气储能。

  随着技术的发展和盐穴资源的进一步利用，压缩空气储能将为我国能源转型和电力系统调节提供强有力支持，眼下山东泰安300兆瓦、350兆瓦，山东菏泽660兆瓦和湖北潜江360兆瓦级盐穴压缩空气储能电站等多个项目已规划建设，将成为推动清洁能源大规模消纳和保障电网调峰能力的重要力量。

  《瞭望》：压缩空气储能的推广应用还需打破哪些障碍？

  杨春和：压缩空气储能具有许多优势，但其技术复杂、初期投资较大、示范项目较少。新技术往往需要面对相对不成熟的产业链，在设施设备的硬条件上，特别是设备标准化、产业链完善等方面会面临一些挑战，当前压缩空气储能工程所需的很多设备产品仍处于非标准化状态，技术不统一；在技术标准等软条件方面，也还需要进一步解决地下储气空间的开发、储气技术的优化、技术标准的统一等问题；在政策环境方面，希望有关部门在制定标准、引导市场方向等方面，能出台更有力的政策，推动这一技术的快速发展和普及。

  随着政策支持和技术创新的推进，以及更多示范项目的成功，压缩空气储能技术产业链也会逐步完善、成熟，设备和技术的标准化体系逐渐成型，上述阶段性的问题也将逐步得到解决。压缩空气储能一定会走向更广泛的市场，实现大规模商业化应用，成为重要的能源调节手段。

  （《瞭望》2025年第5-6期）