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近年來，儲能技術及儲能產業發展受到的關注度持續升溫。在此背景下，本文對壓縮空氣儲能技術及其商業應用場景進行了分析與綜述。通過梳理國內致力于壓縮空氣儲能技術示范的研究團隊及其技術特點，較為全面的反映了國內壓縮空氣儲能技術的發展方向；在此基礎上，介紹了已投運數十年的德國漢特福及美國阿拉巴馬州兩座商業化壓縮空氣儲能電站的配置參數及運行經驗，綜述了近年來國內外針對多種新型壓縮空氣儲能技術的示范進展狀況。結合壓縮空氣儲能技術梳理、商業化儲能電站回顧及新型壓縮空氣儲能技術示范進展綜述三方面的工作，可為國內壓縮空氣儲能技術發展及國家多部委大力推動的儲能行業發展提供借鑒。在本文最后，從電源側儲能、電網側儲能及用戶側儲能三類應用場景分析了壓縮空氣儲能技術的適應性及應用潛力。
引言
能源是國民經濟賴以發展的物質基礎，依據《可再生能源發展“十三五”規劃》設定的發展目標，非化石能源占一次能源消費比重在2020年與2030年將分別達到15%與20%，至2020年全國可再生能源發電裝機容量將達到6.8億千瓦，可再生能源發電電量將占據發電總量的27%[1]。
具備波動性及間歇性特點的可再生能源電能大規模并網，對電力系統安全穩定運行水平提出了更高要求。作為智能電網的重要組成部分，儲能技術能夠為電網運行提供調峰、調頻及黑啟動等多種服務，能夠顯著提高電力系統的靈活性及安全性。壓縮空氣儲能技術是一種可以大容量推廣的物理儲能技術，為促進壓縮空氣儲能技術發展，北京市科學技術委員會、廣東省自然科學基金、“十二五”國家科技計劃先進能源技術領域2013年度項目指南及國家重點研發計劃高新領域2017年度項目指南等科技渠道均對先進壓縮空氣儲能技術進行了資助。國家發改委及國家能源局等多部委聯合于2017年9月發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見（發改能源〔2017〕1701號）》明確提出開展10MW/100MWh級超臨界壓縮空氣儲能系統研發及示范[2]，于2019年6月進一步發布的《貫徹落實《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》2019-2020年行動計劃》提出重點推進大容量壓縮空氣儲能等重大先進技術項目建設，推動百兆瓦壓縮空氣儲能項目實現驗證示范[3]。
本文針對《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》中涉及的壓縮空氣儲能技術進行綜述，梳理了國內致力于壓縮空氣儲能技術工程示范的研發團隊及其技術，在此基礎上介紹全球兩座大容量商業化壓縮空氣儲能電站的運行情況，跟蹤國內外新型壓縮空氣儲能技術的工程示范最新進展，以較全面的視角對已投運多年的商業化儲能站運行經驗及近年來壓縮空氣儲能技術的發展狀況進行綜述，同時以電源側儲能站場景、電網側儲能站場景及用戶側儲能站場景為切入點開展了壓縮空氣儲能技術的商業場景適用性分析，為壓縮空氣儲能技術發展提供借鑒。
1 儲能市場及儲能技術
根據《儲能產業研究白皮書2019》公布的儲能預測數據[4]，至2025年我國的抽水蓄能累計裝機容量將達到90GW，至2023年我國的電化學儲能累計裝機容量將達到20GW。
截至2018年底，我國的儲能裝機累計容量已經達到31.3GW，其中抽水蓄能電站累計容量為29.99GW，電化學儲能電站的累計裝機容量為1072.7MW，電化學儲能電站中的鋰離子電池儲能累計裝機容量最高，鋰離子電池儲能累計裝機容量為758.8MW。相對于裝機容量快速增長的電化學儲能站，可大容量推廣的壓縮空氣儲能技術近年來處于快速發展中，國內已建成500kW容量等級[5]，1.5MW容量等級[6]及10MW容量等級[7]等多種容量規模的壓縮空氣儲能示范電站，完成了多容量等級的技術驗證工作。
儲能技術包括機械儲能及電化學儲能兩大類，其中大容量的機械儲能技術主要包括抽水蓄能及壓縮空氣儲能；大容量的電化學儲能技術主要包括鋰離子電池及鉛炭電池等；典型的能量型儲能技術及其優缺點詳見表1。
表1 典型的能量型儲能技術
2 國內壓縮空氣儲能研發團隊及其技術
2.1中科院工程熱物理研究所儲能團隊
中科院工程熱物理研究所設立了儲能研發中心，由陳海生研究員擔任儲能研發中心主任，承擔了包括國家重點研發計劃項目“10MW級先進壓縮空氣儲能技術研發與示范”及北京市科技計劃項目“大規模先進壓縮空氣儲能系統研發與示范”等在內的多項壓縮空氣儲能研究項目，已建成1.5MW級壓縮空氣儲能示范項目1座（系統效率52%[6]）及10MW級壓縮空氣儲能系統示范項目1座（系統效率60.2%[7]），儲能團隊代表性專利之一為“超臨界壓縮空氣儲能系統”[8]。
2.2 南網科研院新能源與綜合能源團隊
南方電網科學研究院新能源與綜合能源團隊在海上風電、儲能、微電網及綜合能源等領域具有技術積累。新能源與綜合能源團隊成員郭祚剛博士在壓縮空氣儲能領域具有多年研發經歷，現為南方電網公司大容量儲能重大科研團隊成員。
郭祚剛博士自2012年開始研發新型壓縮空氣儲能技術，完成了新型壓縮空氣儲能博士后課題，同時承擔了包括廣東省自然科學基金在內的多項壓縮空氣儲能課題，從市場需求及商業推廣角度研發新型壓縮空氣儲能技術[9-11]。在新型壓縮空氣儲能技術研發過程中，通過引入噴射調壓系統克服了降壓閥調壓存在較大壓力能損失的技術缺陷，較大幅度提升儲能系統性能，代表性專利之一為“壓縮空氣儲能系統”[12]。
2.3 清華大學電機系儲能團隊
清華大學電機系壓縮空氣儲能團隊由梅生偉教授擔任負責人，參與了安徽蕪湖高新區的“500kW壓縮空氣儲能系統示范項目”課題，項目所需的3000萬資金由國家電網投資，項目于2014年11月首次發電成功[5, 13]。據文獻報道[14]，“500kW壓縮空氣儲能系統示范項目”的最大發電功率達到了420kW，單次循環發電量為360kWh，儲能效率為33%。清華大學電機系儲能團隊的代表性專利之一為“一種50MW絕熱壓縮空氣儲能方法”[15]。
2.4 中科院過程工程研究所儲能團隊
丁玉龍教授曾擔任利茲大學-中科院過程工程研究所聯合儲能技術研究中心首任主任，現為英國伯明翰大學-國家電網全球能源互聯網歐洲研究院聯合實驗室共同（創建）主任。丁玉龍教授儲能團隊利用液態空氣具有密度大且易于儲存的特點，研發液態空氣儲能技術，儲能團隊代表性專利之一為“液態空氣儲能系統能效提升裝置及方法”[16]。
2.5 國網全球能源互聯網研究院儲能團隊
國家電網的全球能源互聯網研究院儲能團隊致力于液態壓縮空氣儲能技術的研發，儲能團隊在壓縮空氣儲能領域已取得多項發明專利授權，代表性專利之一為“一種儲罐增壓型的深冷液態空氣儲能系統”[17]。另據報道[18]，全球能源互聯網研究院壓縮空氣儲能團隊在江蘇吳江區同里鎮開展500kWh的液態壓縮空氣儲能示范工程建設。
3 商業化壓縮空氣儲能電站
3.1 德國漢特福商業化壓縮空氣儲能電站
德國漢特福（Huntorf）壓縮空氣儲能電站是全球首座投入商業運行的壓縮空氣儲能電站，該項目在1978年服役。Fritz Crotogino等人[19]在2001年美國Florida州舉辦的春季會議上分享了德國漢特福電站自1978年至2001年的20余年間運行經驗，同時提供了漢特福儲能電站的配置參數。
圖1 德國漢特福儲能電站流程示意圖
圖2 德國漢特福儲能電站航拍圖
圖1為漢特福儲能電站流程示意圖，圖2為漢特福儲能電站的航拍實景照片。儲能電站包括兩處地下儲氣洞穴，在電能儲存時空氣壓縮機組消耗電能制備高壓力的空氣并注入兩處地下儲氣洞穴中；在電能輸出時，地下儲氣洞穴內高壓力空氣經過閥門穩壓實現壓力穩定，在燃燒器內與天然氣實現參混燃燒與溫度提升后直接進入膨脹機做功。漢特福儲能電站的兩臺膨脹機之前都設置了燃燒器，末級膨脹機的高溫乏氣直接通過煙囪排放。
表2為文獻[19]提供的德國漢特福電站的配置參數，儲能電站按照電能輸出與電能儲存階段空氣質量流速比為4:1進行設計，儲能電站可連續儲能12小時，連續輸出電能3小時。
表2 德國漢特福儲能電站配置參數
圖3 德國漢特福儲能電站年度啟動次數
圖3給出了德國漢特福儲能電站的壓縮機組及膨脹機組每年的啟動次數。在投運之初，該儲能電站主要充當緊急備用電源角色，當電網內其他電源出現故障時，向電網提供有功輸出支持，機組的平均啟動可靠性為97.6%，截止目前該儲能電站仍在運營[19, 20]。在1978年首次投用時，儲能電站的壓縮機組就啟動將近400次，膨脹發電機組啟動次數也超過250次；到1979年，膨脹發電機組啟動次數達到了450次左右。自1985年之后，漢特福壓縮空氣儲能電站所在的電網接入了大容量的抽水蓄能電站，電網減少了對壓縮空氣儲能電站的調用頻次。
圖4 空氣釋放過程儲氣洞穴內壓力及溫度變化趨勢
德國漢特福壓縮空氣儲能電站在電能輸出階段，儲氣洞穴內空氣溫度隨著壓縮空氣以417kg/s的質量流速持續釋放而相應下降，溫度總下降幅度約20℃。在儲氣洞穴注入氣流及流出氣流過程中，儲氣洞穴內壓縮空氣與洞穴壁面1米厚度左右的巖石層存在熱交換行為[19]。
3.2 美國阿拉巴馬商業化壓縮空氣儲能電站
全球投入商業運營的第二座壓縮空氣儲能電站位于美國阿拉巴馬州（Alabama），該儲能電站在德國漢特福儲能電站的基礎上增加了膨脹機排氣余熱再利用系統，通過在膨脹機排氣煙道上布置換熱器將膨脹機排氣攜帶熱量傳遞給儲氣洞穴釋放的壓縮空氣氣流，節省天然氣耗量。
圖5為美國阿拉巴馬州壓縮空氣儲能電站航拍照，圖6為儲能電站內景照片。阿拉巴馬州儲能電站于1991年投入商業運行，壓縮機組功率為50MW，膨脹發電機組輸出功率為110MW，地下儲氣洞穴總容積為560,000m3，儲氣洞穴在地表以下450米，能夠連續儲能41小時，連續對外輸出電能26小時[21, 22]。
圖5 美國阿拉巴馬儲能電站航拍照片
圖6 美國阿拉巴馬儲能電站內景照片
4 國內外壓縮空氣儲能示范工程及進展
4.1 日本北海道壓縮空氣儲能示范項目
日本北海道空知郡在2001年建成了膨脹機輸出功率為2MW的壓縮空氣儲能示范工程，8MPa的壓縮空氣被儲存在儲氣設備當中，儲氣設備的內腔安放了air-tight薄膜以防止空氣泄露[23]。另據報道[20]，北海道2MW壓縮空氣儲能示范項目是日本正在開發的容量400MW機組的示范性中間機組，400MW容量的大型儲能電站將利用地表以下450米深處的煤礦洞穴作為儲氣洞穴。
4.2 英國曼徹斯特液態空氣儲能示范項目
位于英國曼徹斯特的5MW/15MWh規模的液態空氣儲能示范項目于2018年6月投入運行，該項目由英國Highview Power公司與Viridor公司合作開發[24]。該項目獲得了800萬英鎊的英國政府資金支持，利用電網過剩電能制備液態空氣（-196℃），液態空氣在隔熱的真空儲罐內進行儲存備用，在電能釋放階段液態空氣經過加壓后氣化，驅動膨脹機組輸出電能。
圖7 英國曼徹斯特液態空氣儲能示范項目
另據報道[24]，英國液態空氣儲能開發商Highview Power公司在近期簽署了合同額約10億歐元的項目協議，預計在英國選取兩個地點進一步部署大容量的液態空氣儲能系統。
2019年2月，澳大利亞可再生能源署已批準為澳大利亞第一個壓縮空氣儲能示范項目提供約600萬澳元的資金支持。加拿達能源商Hydrostor公司將南澳大利亞州的一處廢棄鋅礦洞穴改造為地下儲氣洞穴，依托此洞穴建設容量為5MW/10MWh的壓縮空氣儲能示范電站[25]。該5MW/10MWh壓縮空氣儲能示范電站建成后，將為南澳大利亞州電網提供削峰填谷及輔助調頻等電力服務。
圖8 5MW/10MWh壓縮空氣儲能示范項目效果圖
4.4 廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目
國內第一套1.5MW超臨界壓縮空氣儲能系統由中科院工程熱物理研究所承擔的北京市科技計劃重大課題“超臨界壓縮空氣儲能系統研制”項目經費資助，于2013年在河北廊坊建成。據報道，河北廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能系統完成了168小時運行試驗，各項指標均達到或超過課題考核指標要求，儲能系統效率約52%[26, 27]。
圖9 河北廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目
4.5 安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目
安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目由國家電網投資3000萬元興建，項目技術參與單位包括中國科學院理化技術研究所、清華大學電機系儲能團隊及中國電力科學研究院等單位，項目于2014年11月首次發電成功[5, 13, 28]。據文獻報道[14]，“500kW壓縮空氣儲能系統示范項目”的儲能效率為33%。
4.6 貴州畢節10MW壓縮空氣儲能驗證平臺
貴州畢節10MW壓縮空氣儲能示范平臺由中科院工程熱物理研究所研制，示范平臺得到了國家重點研發計劃項目“10MW級先進壓縮空氣儲能技術研發與示范”及北京市科技計劃項目“大規模先進壓縮空氣儲能系統研發與示范”等課題經費支持。據報道，貴州畢節10MW壓縮空氣儲能示范平臺在2017年5月開始系統聯合調試[29]，壓縮空氣儲能示范平臺在額定工況下的效率為60.2%[7]。
4.7 國網江蘇同里500kW液態空氣儲能示范項目
國家電網在江蘇省蘇州市吳江區同里鎮建設500kW液態空氣儲能示范項目，可為園區提供500kWh電力，夏季供冷量約2.9GJ/天，冬季供暖量約4.4GJ/天[18]。液態空氣儲能示范項目包括壓縮液化單元、蓄冷及蓄熱單元、膨脹機組發電單元，項目效果如圖12所示。
圖12 同里500kW液態空氣儲能項目效果圖
4.8 中鹽金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能示范項目
中鹽金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能示范項目位于江蘇省常州市金壇區薛埠鎮，儲能系統設計效率為58.2%[30]。項目采用中鹽集團地下鹽礦采鹽形成的廢棄空穴作為儲氣空間，首期投資5.34億元建設一套60MW鹽穴非補燃壓縮空氣儲能系統，后期將分期建設成裝機容量達百萬千瓦的壓縮空氣儲能基地，項目總投資為15億元[31]。“鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目”由中鹽集團、清華大學及中國華能三方共同投資建設，該項目于2017年5月27日獲國家能源局批復，于2018年12月25日開工建設，預計于2020年5月投產運行[31, 32]。
5 壓縮空氣儲能電站應用場景分析
壓縮空氣儲能技術屬于能量型儲能技術，壓縮空氣儲能電站的商業應用場景根據儲能電站的接入位置可分為電源側儲能、電網側儲能及用戶側儲能三種類型。電源側儲能是指儲能站接入位置位于電源（或發電廠）與電網結算的關口表計之后，儲能站屬于電源側資產；電網側儲能是指儲能站直接接入輸電網或配電網，儲能站接受電力調度機構的統一調度，服務于電網的安全穩定運行；用戶側儲能是指儲能站接入位置位于用戶側關口表計之后，儲能站屬于用戶側資產，等效為用戶側負荷，通過用戶側關口表計與電網結算。三類商業應用場景的儲能站資產歸屬及邊界條件存在差異，儲能站的功能及收益模式也存在顯著差異。
5.1 電源側儲能站場景
壓縮空氣儲能電站在電源側的用途可用于提供調峰調頻等輔助服務。以南方電網區域為例，廣東省現已建立調頻輔助服務市場，參與調頻的發電機組的調頻輔助服務收益與機組的調節速率、響應時間、調節量偏差和調節里程均有關系[34]。儲能站可以同常規火力發電機組組成聯合體的形式，實現調峰調頻功能，提升火電廠AGC調頻性能，一方面減少常規火力發電機組頻繁變化，降低煤耗，減少機組設備磨損，延長設備壽命，另一方面發揮壓縮空氣儲能電站響應時間短，調節速率快、調節精度高、壽命長等技術特點。壓縮空氣儲能電站在電源側的收益來源參與調峰調頻等輔助服務獲得的收益。此外，由于風電、光伏等新能源出力具有季節性和間歇性，利用壓縮空氣儲能電站促進新能源消納在技術上具備可行性，但從經濟可行性上分析，需要配置的機組容量極大且難年利用小時數十分有限，因此暫不具備經濟性[35]。
5.2 電網側儲能站場景
壓縮空氣儲能電站在電網側的用途主要包括調峰調頻、黑啟動、緩解輸配電阻塞及延緩輸配電設備投資、提高供電可靠性等。黑啟動是指當電力系統因發生故障而停止運行后，通過擁有自啟動能力的機組率先啟動，帶動無自啟動能力的機組恢復運行，進而達到恢復整個電力系統的目的。緩解輸配電阻塞指在輸配電線路上配置儲能站，在輸配電線路輸送負荷超過線路容量時，啟用儲能站進行調節。因電網輸配電設備容量需滿足用戶側最大負荷需求，對于僅在高峰時段短暫負荷超出輸配電設備容量的電網側場景，進行電網全面升級及擴建的成本高昂，此時通過配置儲能站能夠顯著延緩輸配電設備擴容進度。提高供電可靠性是指，壓縮空氣儲能電站可以作為配電網負荷轉供電的一種備用電源，當上級電網停電或鄰近配電線路故障時，通過轉供電為重要負荷持續供電，從而提高供電可靠性。
電網側儲能由于發揮保底電網功能，商業模式主要是通過將儲能站投資及運行費用納入電網輸配電價進行核定。但是，目前國家出臺的輸配電系列核定政策暫未松動，短期內電網側儲能難以大量納入電網輸配電價核定范圍。因此可以預見，未來一段時間電網側壓縮空氣儲能仍然主要以帶有“首臺首套”性質的科研示范為主，距離規模化應用尚需時間。
5.3 用戶側儲能站場景
用戶側作為電能發-輸-配-變-用的最后一個環節，直接消費電能以服務社會經濟發展。儲能站在用戶側的場景由降低用電成本及提高用戶側電能可靠性等需求基礎上演化而來。
壓縮空氣儲能電站具備安全、無污染、機組壽命長及機組性能穩定等特點，特別是采用罐式結構的壓縮空氣儲能具有空間上的靈活性，結合用戶側峰谷電價和兩部制電價，可在用戶側降低用電成本并提高用電可靠性，壓縮空氣儲能站的用途及場景主要包括：基于峰谷電價的用電成本管理場景，基于兩部制電價的容量費用管理場景，基于提升電能質量及用電可靠性的場景、參與電力輔助服務市場場景。
5.3.1
基于峰谷電價的用電成本管理場景
工業用戶的電能需求特點與其生產工藝特點相關聯，工業用戶的電能消費具有用電量大及負荷需求相對剛性等特點，在滿足工藝生產的前提下，如何降低用電成本是工業用戶成本控制的核心環節。
我國包括廣東省在內的部分省份對工業用戶實施兩部制分時電價，且區分大工業用電及一般工商業用電。以廣州市分時電價為例[33]，全天24小時被劃分為8小時的低谷時段，6小時的高峰時段及10小時的平時段。一般工商業電度電價（1-10千伏）的低谷電價為0.3603元/kWh，平時段電價為0.7206元/kWh，高峰電價為1.1890元/kWh，高峰電價與低谷電價的峰谷電差價達到0.8287元/kWh。在此邊界條件下，用戶側儲能采用能量型的壓縮空氣儲能電站在低谷時段進行電能儲存，在高峰時段進行電能釋放，便能夠獲得基于峰谷電價用電成本管理的穩定收益。若配置電能輸出規模為10MW的壓縮空氣儲能電站，每日在高峰時段釋放電能持續4小時，則總釋放電能為120萬kWh/月，節約電度電價費用約99.45萬元/月。
5.3.2
基于兩部制電價的容量費用管理場景
用戶側儲能站除在電度電價方面產生穩定的收益外，還能基于現行的兩部制電價政策產生基于容量費用管理的收益。再次以廣州市的分時電價為例，大工業用戶實行兩部制電價政策，即基本電價及電度電價。基本電價可選擇按變壓器容量（元／kVA·月）或者按最大需量（元／kW·月）兩種方式進行結算，其中廣州市大工業用戶現行的按變壓器容量（元／kVA·月）結算標準為0.2300元／kVA·月，按最大需量（元／kW·月）結算標準為0.3200元kW·月。通過配置壓縮空氣儲能電站在大工業用戶的負荷需求高峰時段，以儲能站輸出功率降低最大需量（元／kW·月）值，達到減少大工業用戶的基本電價費用（即容量費用）的支出。若配置電能輸出規模為10MW的壓縮空氣儲能電站，可為單個大工業用戶節省的容量費用為3200元/月。
5.3.3
基于提升電能質量及用電可靠性的場景
由于電力系統發電側接入包括風力發電及光伏發電等間歇性可再生能源電能，電力系統用戶側負荷的類型及負荷性質也存在多樣性，因而用戶側在電力系統失衡時會面臨電壓波動及頻率偏差等電能質量問題；此外，在發生停電故障等狀況時，用戶側用電也將面臨供電中斷等問題。通過在用戶側配置壓縮空氣儲能電站，可參與用戶側電能質量調節，同時在電網發生短時間停電故障時，持續為用戶側供電，提升電能質量及用電可靠性。
5.3.4
參與電力輔助服務市場場景
用戶側壓縮空氣儲能電站在滿足工業用戶的用電成本管理需求的同時，還具備參與電網調峰及調頻等輔助服務市場的潛力。依據南方能監局發布的《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》[34]，配置自動發電控制裝置（簡稱AGC）的儲能站可作為第三方輔助服務提供者參與廣東調頻輔助服務市場，可獲得調頻里程補償及調頻容量補償。由于用戶側壓縮空氣儲能電站已享受了峰谷電價套利，從體制機制上目前暫不認可用戶側儲能身份參與調頻市場。但是，從物理概念層面，壓縮空氣儲能并非全天均運行在削峰填谷模式下，部分時段具備參與調頻輔助服務的空余時間和容量，因此亟待出臺相關實施細則，以界定用戶側壓縮空氣儲能電站參與調頻輔助服務的運行規則和結算方式。
6 結論
本文在儲能技術及儲能產業蓬勃發展的新形勢下，梳理了國內致力于壓縮空氣儲能技術示范驗證的研究團隊及其技術特點，同時跟蹤了國內外壓縮空氣儲能示范項目的進展情況，分析了壓縮空氣儲能技術潛在的商業應用場景，得出如下結論：
(1) 國內壓縮空氣儲能技術近年來處于蓬勃發展階段，超臨界壓縮空氣儲能技術、絕熱壓縮空氣儲能技術及液態壓縮空氣儲能技術均有研究覆蓋，與此同時，500kW容量等級、1.5MW容量等級及10MW容量等級的壓縮空氣儲能示范工程均已建成，實現了壓縮空氣儲能技術由理論研究階段向示范驗證階段的突破；
(2) 1978年投運的德國漢特福壓縮空氣儲能電站及1991年投運的美國阿拉巴馬儲能電站，經歷了數十年的商業化運行驗證，兩座商業化儲能電站的可靠運行經驗對國內壓縮空氣儲能技術商業化應用具有借鑒意義；
(3) 作為能量型儲能技術的壓縮空氣儲能技術，具有機組壽命周期內性能不衰減的優勢，在電源側儲能、電網側儲能及用戶側儲能三類場景中均有廣泛應用前景；
(4)電源側儲能應用場景下，壓縮空氣儲能站以參與調峰調頻等輔助服務為主要應用場景。電網側儲能應用場景下，壓縮空氣儲能電站用途主要包括調峰調頻、黑啟動、緩解輸配電阻塞及延緩輸配電設備投資、提高供電可靠性等，發揮保底電網作用。用戶側儲能應用場景下，壓縮空氣儲能站立足于滿足用戶降低用電成本及提高用電可靠性的需求，具體可包括基于峰谷電價的用電成本管理場景，基于兩部制電價的容量費用管理場景，基于提升電能質量及用電可靠性的場景、參與電力輔助服務市場場景。
引言
能源是國民經濟賴以發展的物質基礎，依據《可再生能源發展“十三五”規劃》設定的發展目標，非化石能源占一次能源消費比重在2020年與2030年將分別達到15%與20%，至2020年全國可再生能源發電裝機容量將達到6.8億千瓦，可再生能源發電電量將占據發電總量的27%[1]。
具備波動性及間歇性特點的可再生能源電能大規模并網，對電力系統安全穩定運行水平提出了更高要求。作為智能電網的重要組成部分，儲能技術能夠為電網運行提供調峰、調頻及黑啟動等多種服務，能夠顯著提高電力系統的靈活性及安全性。壓縮空氣儲能技術是一種可以大容量推廣的物理儲能技術，為促進壓縮空氣儲能技術發展，北京市科學技術委員會、廣東省自然科學基金、“十二五”國家科技計劃先進能源技術領域2013年度項目指南及國家重點研發計劃高新領域2017年度項目指南等科技渠道均對先進壓縮空氣儲能技術進行了資助。國家發改委及國家能源局等多部委聯合于2017年9月發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見（發改能源〔2017〕1701號）》明確提出開展10MW/100MWh級超臨界壓縮空氣儲能系統研發及示范[2]，于2019年6月進一步發布的《貫徹落實《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》2019-2020年行動計劃》提出重點推進大容量壓縮空氣儲能等重大先進技術項目建設，推動百兆瓦壓縮空氣儲能項目實現驗證示范[3]。
本文針對《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》中涉及的壓縮空氣儲能技術進行綜述，梳理了國內致力于壓縮空氣儲能技術工程示范的研發團隊及其技術，在此基礎上介紹全球兩座大容量商業化壓縮空氣儲能電站的運行情況，跟蹤國內外新型壓縮空氣儲能技術的工程示范最新進展，以較全面的視角對已投運多年的商業化儲能站運行經驗及近年來壓縮空氣儲能技術的發展狀況進行綜述，同時以電源側儲能站場景、電網側儲能站場景及用戶側儲能站場景為切入點開展了壓縮空氣儲能技術的商業場景適用性分析，為壓縮空氣儲能技術發展提供借鑒。
1 儲能市場及儲能技術
根據《儲能產業研究白皮書2019》公布的儲能預測數據[4]，至2025年我國的抽水蓄能累計裝機容量將達到90GW，至2023年我國的電化學儲能累計裝機容量將達到20GW。
截至2018年底，我國的儲能裝機累計容量已經達到31.3GW，其中抽水蓄能電站累計容量為29.99GW，電化學儲能電站的累計裝機容量為1072.7MW，電化學儲能電站中的鋰離子電池儲能累計裝機容量最高，鋰離子電池儲能累計裝機容量為758.8MW。相對于裝機容量快速增長的電化學儲能站，可大容量推廣的壓縮空氣儲能技術近年來處于快速發展中，國內已建成500kW容量等級[5]，1.5MW容量等級[6]及10MW容量等級[7]等多種容量規模的壓縮空氣儲能示范電站，完成了多容量等級的技術驗證工作。
儲能技術包括機械儲能及電化學儲能兩大類，其中大容量的機械儲能技術主要包括抽水蓄能及壓縮空氣儲能；大容量的電化學儲能技術主要包括鋰離子電池及鉛炭電池等；典型的能量型儲能技術及其優缺點詳見表1。
表1 典型的能量型儲能技術
2 國內壓縮空氣儲能研發團隊及其技術
2.1中科院工程熱物理研究所儲能團隊
中科院工程熱物理研究所設立了儲能研發中心，由陳海生研究員擔任儲能研發中心主任，承擔了包括國家重點研發計劃項目“10MW級先進壓縮空氣儲能技術研發與示范”及北京市科技計劃項目“大規模先進壓縮空氣儲能系統研發與示范”等在內的多項壓縮空氣儲能研究項目，已建成1.5MW級壓縮空氣儲能示范項目1座（系統效率52%[6]）及10MW級壓縮空氣儲能系統示范項目1座（系統效率60.2%[7]），儲能團隊代表性專利之一為“超臨界壓縮空氣儲能系統”[8]。
2.2 南網科研院新能源與綜合能源團隊
南方電網科學研究院新能源與綜合能源團隊在海上風電、儲能、微電網及綜合能源等領域具有技術積累。新能源與綜合能源團隊成員郭祚剛博士在壓縮空氣儲能領域具有多年研發經歷，現為南方電網公司大容量儲能重大科研團隊成員。
郭祚剛博士自2012年開始研發新型壓縮空氣儲能技術，完成了新型壓縮空氣儲能博士后課題，同時承擔了包括廣東省自然科學基金在內的多項壓縮空氣儲能課題，從市場需求及商業推廣角度研發新型壓縮空氣儲能技術[9-11]。在新型壓縮空氣儲能技術研發過程中，通過引入噴射調壓系統克服了降壓閥調壓存在較大壓力能損失的技術缺陷，較大幅度提升儲能系統性能，代表性專利之一為“壓縮空氣儲能系統”[12]。
2.3 清華大學電機系儲能團隊
清華大學電機系壓縮空氣儲能團隊由梅生偉教授擔任負責人，參與了安徽蕪湖高新區的“500kW壓縮空氣儲能系統示范項目”課題，項目所需的3000萬資金由國家電網投資，項目于2014年11月首次發電成功[5, 13]。據文獻報道[14]，“500kW壓縮空氣儲能系統示范項目”的最大發電功率達到了420kW，單次循環發電量為360kWh，儲能效率為33%。清華大學電機系儲能團隊的代表性專利之一為“一種50MW絕熱壓縮空氣儲能方法”[15]。
2.4 中科院過程工程研究所儲能團隊
丁玉龍教授曾擔任利茲大學-中科院過程工程研究所聯合儲能技術研究中心首任主任，現為英國伯明翰大學-國家電網全球能源互聯網歐洲研究院聯合實驗室共同（創建）主任。丁玉龍教授儲能團隊利用液態空氣具有密度大且易于儲存的特點，研發液態空氣儲能技術，儲能團隊代表性專利之一為“液態空氣儲能系統能效提升裝置及方法”[16]。
2.5 國網全球能源互聯網研究院儲能團隊
國家電網的全球能源互聯網研究院儲能團隊致力于液態壓縮空氣儲能技術的研發，儲能團隊在壓縮空氣儲能領域已取得多項發明專利授權，代表性專利之一為“一種儲罐增壓型的深冷液態空氣儲能系統”[17]。另據報道[18]，全球能源互聯網研究院壓縮空氣儲能團隊在江蘇吳江區同里鎮開展500kWh的液態壓縮空氣儲能示范工程建設。
3 商業化壓縮空氣儲能電站
3.1 德國漢特福商業化壓縮空氣儲能電站
德國漢特福（Huntorf）壓縮空氣儲能電站是全球首座投入商業運行的壓縮空氣儲能電站，該項目在1978年服役。Fritz Crotogino等人[19]在2001年美國Florida州舉辦的春季會議上分享了德國漢特福電站自1978年至2001年的20余年間運行經驗，同時提供了漢特福儲能電站的配置參數。
圖1 德國漢特福儲能電站流程示意圖
圖2 德國漢特福儲能電站航拍圖
圖1為漢特福儲能電站流程示意圖，圖2為漢特福儲能電站的航拍實景照片。儲能電站包括兩處地下儲氣洞穴，在電能儲存時空氣壓縮機組消耗電能制備高壓力的空氣并注入兩處地下儲氣洞穴中；在電能輸出時，地下儲氣洞穴內高壓力空氣經過閥門穩壓實現壓力穩定，在燃燒器內與天然氣實現參混燃燒與溫度提升后直接進入膨脹機做功。漢特福儲能電站的兩臺膨脹機之前都設置了燃燒器，末級膨脹機的高溫乏氣直接通過煙囪排放。
表2為文獻[19]提供的德國漢特福電站的配置參數，儲能電站按照電能輸出與電能儲存階段空氣質量流速比為4:1進行設計，儲能電站可連續儲能12小時，連續輸出電能3小時。
表2 德國漢特福儲能電站配置參數
圖3 德國漢特福儲能電站年度啟動次數
圖3給出了德國漢特福儲能電站的壓縮機組及膨脹機組每年的啟動次數。在投運之初，該儲能電站主要充當緊急備用電源角色，當電網內其他電源出現故障時，向電網提供有功輸出支持，機組的平均啟動可靠性為97.6%，截止目前該儲能電站仍在運營[19, 20]。在1978年首次投用時，儲能電站的壓縮機組就啟動將近400次，膨脹發電機組啟動次數也超過250次；到1979年，膨脹發電機組啟動次數達到了450次左右。自1985年之后，漢特福壓縮空氣儲能電站所在的電網接入了大容量的抽水蓄能電站，電網減少了對壓縮空氣儲能電站的調用頻次。
圖4 空氣釋放過程儲氣洞穴內壓力及溫度變化趨勢
德國漢特福壓縮空氣儲能電站在電能輸出階段，儲氣洞穴內空氣溫度隨著壓縮空氣以417kg/s的質量流速持續釋放而相應下降，溫度總下降幅度約20℃。在儲氣洞穴注入氣流及流出氣流過程中，儲氣洞穴內壓縮空氣與洞穴壁面1米厚度左右的巖石層存在熱交換行為[19]。
3.2 美國阿拉巴馬商業化壓縮空氣儲能電站
全球投入商業運營的第二座壓縮空氣儲能電站位于美國阿拉巴馬州（Alabama），該儲能電站在德國漢特福儲能電站的基礎上增加了膨脹機排氣余熱再利用系統，通過在膨脹機排氣煙道上布置換熱器將膨脹機排氣攜帶熱量傳遞給儲氣洞穴釋放的壓縮空氣氣流，節省天然氣耗量。
圖5為美國阿拉巴馬州壓縮空氣儲能電站航拍照，圖6為儲能電站內景照片。阿拉巴馬州儲能電站于1991年投入商業運行，壓縮機組功率為50MW，膨脹發電機組輸出功率為110MW，地下儲氣洞穴總容積為560,000m3，儲氣洞穴在地表以下450米，能夠連續儲能41小時，連續對外輸出電能26小時[21, 22]。
圖5 美國阿拉巴馬儲能電站航拍照片
圖6 美國阿拉巴馬儲能電站內景照片
4 國內外壓縮空氣儲能示范工程及進展
4.1 日本北海道壓縮空氣儲能示范項目
日本北海道空知郡在2001年建成了膨脹機輸出功率為2MW的壓縮空氣儲能示范工程，8MPa的壓縮空氣被儲存在儲氣設備當中，儲氣設備的內腔安放了air-tight薄膜以防止空氣泄露[23]。另據報道[20]，北海道2MW壓縮空氣儲能示范項目是日本正在開發的容量400MW機組的示范性中間機組，400MW容量的大型儲能電站將利用地表以下450米深處的煤礦洞穴作為儲氣洞穴。
4.2 英國曼徹斯特液態空氣儲能示范項目
位于英國曼徹斯特的5MW/15MWh規模的液態空氣儲能示范項目于2018年6月投入運行，該項目由英國Highview Power公司與Viridor公司合作開發[24]。該項目獲得了800萬英鎊的英國政府資金支持，利用電網過剩電能制備液態空氣（-196℃），液態空氣在隔熱的真空儲罐內進行儲存備用，在電能釋放階段液態空氣經過加壓后氣化，驅動膨脹機組輸出電能。
圖7 英國曼徹斯特液態空氣儲能示范項目
另據報道[24]，英國液態空氣儲能開發商Highview Power公司在近期簽署了合同額約10億歐元的項目協議，預計在英國選取兩個地點進一步部署大容量的液態空氣儲能系統。
2019年2月，澳大利亞可再生能源署已批準為澳大利亞第一個壓縮空氣儲能示范項目提供約600萬澳元的資金支持。加拿達能源商Hydrostor公司將南澳大利亞州的一處廢棄鋅礦洞穴改造為地下儲氣洞穴，依托此洞穴建設容量為5MW/10MWh的壓縮空氣儲能示范電站[25]。該5MW/10MWh壓縮空氣儲能示范電站建成后，將為南澳大利亞州電網提供削峰填谷及輔助調頻等電力服務。
圖8 5MW/10MWh壓縮空氣儲能示范項目效果圖
4.4 廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目
國內第一套1.5MW超臨界壓縮空氣儲能系統由中科院工程熱物理研究所承擔的北京市科技計劃重大課題“超臨界壓縮空氣儲能系統研制”項目經費資助，于2013年在河北廊坊建成。據報道，河北廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能系統完成了168小時運行試驗，各項指標均達到或超過課題考核指標要求，儲能系統效率約52%[26, 27]。
圖9 河北廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目
4.5 安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目
安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目由國家電網投資3000萬元興建，項目技術參與單位包括中國科學院理化技術研究所、清華大學電機系儲能團隊及中國電力科學研究院等單位，項目于2014年11月首次發電成功[5, 13, 28]。據文獻報道[14]，“500kW壓縮空氣儲能系統示范項目”的儲能效率為33%。
4.6 貴州畢節10MW壓縮空氣儲能驗證平臺
貴州畢節10MW壓縮空氣儲能示范平臺由中科院工程熱物理研究所研制，示范平臺得到了國家重點研發計劃項目“10MW級先進壓縮空氣儲能技術研發與示范”及北京市科技計劃項目“大規模先進壓縮空氣儲能系統研發與示范”等課題經費支持。據報道，貴州畢節10MW壓縮空氣儲能示范平臺在2017年5月開始系統聯合調試[29]，壓縮空氣儲能示范平臺在額定工況下的效率為60.2%[7]。
4.7 國網江蘇同里500kW液態空氣儲能示范項目
國家電網在江蘇省蘇州市吳江區同里鎮建設500kW液態空氣儲能示范項目，可為園區提供500kWh電力，夏季供冷量約2.9GJ/天，冬季供暖量約4.4GJ/天[18]。液態空氣儲能示范項目包括壓縮液化單元、蓄冷及蓄熱單元、膨脹機組發電單元，項目效果如圖12所示。
圖12 同里500kW液態空氣儲能項目效果圖
4.8 中鹽金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能示范項目
中鹽金壇60MW鹽穴壓縮空氣儲能示范項目位于江蘇省常州市金壇區薛埠鎮，儲能系統設計效率為58.2%[30]。項目采用中鹽集團地下鹽礦采鹽形成的廢棄空穴作為儲氣空間，首期投資5.34億元建設一套60MW鹽穴非補燃壓縮空氣儲能系統，后期將分期建設成裝機容量達百萬千瓦的壓縮空氣儲能基地，項目總投資為15億元[31]。“鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目”由中鹽集團、清華大學及中國華能三方共同投資建設，該項目于2017年5月27日獲國家能源局批復，于2018年12月25日開工建設，預計于2020年5月投產運行[31, 32]。
5 壓縮空氣儲能電站應用場景分析
壓縮空氣儲能技術屬于能量型儲能技術，壓縮空氣儲能電站的商業應用場景根據儲能電站的接入位置可分為電源側儲能、電網側儲能及用戶側儲能三種類型。電源側儲能是指儲能站接入位置位于電源（或發電廠）與電網結算的關口表計之后，儲能站屬于電源側資產；電網側儲能是指儲能站直接接入輸電網或配電網，儲能站接受電力調度機構的統一調度，服務于電網的安全穩定運行；用戶側儲能是指儲能站接入位置位于用戶側關口表計之后，儲能站屬于用戶側資產，等效為用戶側負荷，通過用戶側關口表計與電網結算。三類商業應用場景的儲能站資產歸屬及邊界條件存在差異，儲能站的功能及收益模式也存在顯著差異。
5.1 電源側儲能站場景
壓縮空氣儲能電站在電源側的用途可用于提供調峰調頻等輔助服務。以南方電網區域為例，廣東省現已建立調頻輔助服務市場，參與調頻的發電機組的調頻輔助服務收益與機組的調節速率、響應時間、調節量偏差和調節里程均有關系[34]。儲能站可以同常規火力發電機組組成聯合體的形式，實現調峰調頻功能，提升火電廠AGC調頻性能，一方面減少常規火力發電機組頻繁變化，降低煤耗，減少機組設備磨損，延長設備壽命，另一方面發揮壓縮空氣儲能電站響應時間短，調節速率快、調節精度高、壽命長等技術特點。壓縮空氣儲能電站在電源側的收益來源參與調峰調頻等輔助服務獲得的收益。此外，由于風電、光伏等新能源出力具有季節性和間歇性，利用壓縮空氣儲能電站促進新能源消納在技術上具備可行性，但從經濟可行性上分析，需要配置的機組容量極大且難年利用小時數十分有限，因此暫不具備經濟性[35]。
5.2 電網側儲能站場景
壓縮空氣儲能電站在電網側的用途主要包括調峰調頻、黑啟動、緩解輸配電阻塞及延緩輸配電設備投資、提高供電可靠性等。黑啟動是指當電力系統因發生故障而停止運行后，通過擁有自啟動能力的機組率先啟動，帶動無自啟動能力的機組恢復運行，進而達到恢復整個電力系統的目的。緩解輸配電阻塞指在輸配電線路上配置儲能站，在輸配電線路輸送負荷超過線路容量時，啟用儲能站進行調節。因電網輸配電設備容量需滿足用戶側最大負荷需求，對于僅在高峰時段短暫負荷超出輸配電設備容量的電網側場景，進行電網全面升級及擴建的成本高昂，此時通過配置儲能站能夠顯著延緩輸配電設備擴容進度。提高供電可靠性是指，壓縮空氣儲能電站可以作為配電網負荷轉供電的一種備用電源，當上級電網停電或鄰近配電線路故障時，通過轉供電為重要負荷持續供電，從而提高供電可靠性。
電網側儲能由于發揮保底電網功能，商業模式主要是通過將儲能站投資及運行費用納入電網輸配電價進行核定。但是，目前國家出臺的輸配電系列核定政策暫未松動，短期內電網側儲能難以大量納入電網輸配電價核定范圍。因此可以預見，未來一段時間電網側壓縮空氣儲能仍然主要以帶有“首臺首套”性質的科研示范為主，距離規模化應用尚需時間。
5.3 用戶側儲能站場景
用戶側作為電能發-輸-配-變-用的最后一個環節，直接消費電能以服務社會經濟發展。儲能站在用戶側的場景由降低用電成本及提高用戶側電能可靠性等需求基礎上演化而來。
壓縮空氣儲能電站具備安全、無污染、機組壽命長及機組性能穩定等特點，特別是采用罐式結構的壓縮空氣儲能具有空間上的靈活性，結合用戶側峰谷電價和兩部制電價，可在用戶側降低用電成本并提高用電可靠性，壓縮空氣儲能站的用途及場景主要包括：基于峰谷電價的用電成本管理場景，基于兩部制電價的容量費用管理場景，基于提升電能質量及用電可靠性的場景、參與電力輔助服務市場場景。
5.3.1
基于峰谷電價的用電成本管理場景
工業用戶的電能需求特點與其生產工藝特點相關聯，工業用戶的電能消費具有用電量大及負荷需求相對剛性等特點，在滿足工藝生產的前提下，如何降低用電成本是工業用戶成本控制的核心環節。
我國包括廣東省在內的部分省份對工業用戶實施兩部制分時電價，且區分大工業用電及一般工商業用電。以廣州市分時電價為例[33]，全天24小時被劃分為8小時的低谷時段，6小時的高峰時段及10小時的平時段。一般工商業電度電價（1-10千伏）的低谷電價為0.3603元/kWh，平時段電價為0.7206元/kWh，高峰電價為1.1890元/kWh，高峰電價與低谷電價的峰谷電差價達到0.8287元/kWh。在此邊界條件下，用戶側儲能采用能量型的壓縮空氣儲能電站在低谷時段進行電能儲存，在高峰時段進行電能釋放，便能夠獲得基于峰谷電價用電成本管理的穩定收益。若配置電能輸出規模為10MW的壓縮空氣儲能電站，每日在高峰時段釋放電能持續4小時，則總釋放電能為120萬kWh/月，節約電度電價費用約99.45萬元/月。
5.3.2
基于兩部制電價的容量費用管理場景
用戶側儲能站除在電度電價方面產生穩定的收益外，還能基于現行的兩部制電價政策產生基于容量費用管理的收益。再次以廣州市的分時電價為例，大工業用戶實行兩部制電價政策，即基本電價及電度電價。基本電價可選擇按變壓器容量（元／kVA·月）或者按最大需量（元／kW·月）兩種方式進行結算，其中廣州市大工業用戶現行的按變壓器容量（元／kVA·月）結算標準為0.2300元／kVA·月，按最大需量（元／kW·月）結算標準為0.3200元kW·月。通過配置壓縮空氣儲能電站在大工業用戶的負荷需求高峰時段，以儲能站輸出功率降低最大需量（元／kW·月）值，達到減少大工業用戶的基本電價費用（即容量費用）的支出。若配置電能輸出規模為10MW的壓縮空氣儲能電站，可為單個大工業用戶節省的容量費用為3200元/月。
5.3.3
基于提升電能質量及用電可靠性的場景
由于電力系統發電側接入包括風力發電及光伏發電等間歇性可再生能源電能，電力系統用戶側負荷的類型及負荷性質也存在多樣性，因而用戶側在電力系統失衡時會面臨電壓波動及頻率偏差等電能質量問題；此外，在發生停電故障等狀況時，用戶側用電也將面臨供電中斷等問題。通過在用戶側配置壓縮空氣儲能電站，可參與用戶側電能質量調節，同時在電網發生短時間停電故障時，持續為用戶側供電，提升電能質量及用電可靠性。
5.3.4
參與電力輔助服務市場場景
用戶側壓縮空氣儲能電站在滿足工業用戶的用電成本管理需求的同時，還具備參與電網調峰及調頻等輔助服務市場的潛力。依據南方能監局發布的《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》[34]，配置自動發電控制裝置（簡稱AGC）的儲能站可作為第三方輔助服務提供者參與廣東調頻輔助服務市場，可獲得調頻里程補償及調頻容量補償。由于用戶側壓縮空氣儲能電站已享受了峰谷電價套利，從體制機制上目前暫不認可用戶側儲能身份參與調頻市場。但是，從物理概念層面，壓縮空氣儲能并非全天均運行在削峰填谷模式下，部分時段具備參與調頻輔助服務的空余時間和容量，因此亟待出臺相關實施細則，以界定用戶側壓縮空氣儲能電站參與調頻輔助服務的運行規則和結算方式。
6 結論
本文在儲能技術及儲能產業蓬勃發展的新形勢下，梳理了國內致力于壓縮空氣儲能技術示范驗證的研究團隊及其技術特點，同時跟蹤了國內外壓縮空氣儲能示范項目的進展情況，分析了壓縮空氣儲能技術潛在的商業應用場景，得出如下結論：
(1) 國內壓縮空氣儲能技術近年來處于蓬勃發展階段，超臨界壓縮空氣儲能技術、絕熱壓縮空氣儲能技術及液態壓縮空氣儲能技術均有研究覆蓋，與此同時，500kW容量等級、1.5MW容量等級及10MW容量等級的壓縮空氣儲能示范工程均已建成，實現了壓縮空氣儲能技術由理論研究階段向示范驗證階段的突破；
(2) 1978年投運的德國漢特福壓縮空氣儲能電站及1991年投運的美國阿拉巴馬儲能電站，經歷了數十年的商業化運行驗證，兩座商業化儲能電站的可靠運行經驗對國內壓縮空氣儲能技術商業化應用具有借鑒意義；
(3) 作為能量型儲能技術的壓縮空氣儲能技術，具有機組壽命周期內性能不衰減的優勢，在電源側儲能、電網側儲能及用戶側儲能三類場景中均有廣泛應用前景；
(4)電源側儲能應用場景下，壓縮空氣儲能站以參與調峰調頻等輔助服務為主要應用場景。電網側儲能應用場景下，壓縮空氣儲能電站用途主要包括調峰調頻、黑啟動、緩解輸配電阻塞及延緩輸配電設備投資、提高供電可靠性等，發揮保底電網作用。用戶側儲能應用場景下，壓縮空氣儲能站立足于滿足用戶降低用電成本及提高用電可靠性的需求，具體可包括基于峰谷電價的用電成本管理場景，基于兩部制電價的容量費用管理場景，基于提升電能質量及用電可靠性的場景、參與電力輔助服務市場場景。
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