随着全球能源结构的深刻变革和“双碳”目标的提出，压缩空气储能(compressed air energy storage, CAES)作为一种清洁、高效、大规模的储能技术，成为促进可再生能源并网消纳和构建新型电力系统的关键支撑，受到了广泛关注。本工作通过近期相关论文的调研，系统回顾了CAES技术的发展背景、需求、历程及建设现状，详细剖析了CAES技术的工作原理、技术分类及储气方式，综述了其在电源侧、电网侧和用户侧的多场景应用，并探讨了CAES技术的挑战和瓶颈。分析表明，CAES技术在电源侧、电网侧、用户侧均发挥着重要作用，但在效率、成本、环境影响和市场化收益模式方面仍面临挑战，通过技术创新(如高效核心设备研发、智能化调度系统引入)、模式优化(如虚拟电厂整合、共享储能模式推广)以及生态协同与国际合作(如行业标准制定、技术交流融合)，CAES技术有望在未来能源转型中发挥更大作用。进一步展望了CAES技术的未来发展方向，包括高温储热材料的国产化、多技术融合、政策支持完善以及技术标准国际化，为CAES技术的规模化发展和能源行业的绿色转型提供参考，助力能源安全与“双碳”目标实现。

　　随着全球能源结构的深刻变革和“双碳”目标的提出，能源行业正面临着前所未有的转型挑战与机遇。在这一背景下，储能技术作为促进可再生能源并网消纳和构建新型电力系统的关键支撑，受到了广泛关注。其中，压缩空气储能(compressed air energy storage, CAES)技术因其清洁、高效、大规模的储能特性，成为储能领域的重要研究方向。CAES技术不仅能够提高电网的调峰能力和运行灵活性，还能有效缓解可再生能源的间歇性和不稳定性问题，成为了支撑可再生能源并网消纳的重要手段，对促进风能、太阳能等新能源的高效利用具有重要意义。该技术通过将用电低谷、弃风、弃光等不易储存的电能压缩空气进行能量储存，然后在用电高峰时释放能量发电，能够有效地实现电力系统的削峰填谷，提高电网的调节能力和运行效率。

　　近年来，各国纷纷出台政策支持储能技术的发展，以推动能源行业的绿色低碳转型。在我国，随着对可再生能源的重视和储能需求的增长，CAES技术的研究与应用正逐步展开。尽管在CAES领域的起步较晚，但在技术研究、关键技术研发以及工程应用示范方面，我国已经达到了世界领先水平。CAES技术在推动节能减排、能源消费结构转型、储能技术进步以及能源企业的战略转型中扮演着至关重要的角色。它不仅是国家能源安全和行业高质量发展的关键，也是实现“双碳”目标和构建新型电力系统的重要技术支撑。本文将系统梳理CAES技术的发展现状，分析其在多场景中的应用潜力，并探讨当前面临的挑战与未来发展方向，为CAES技术的规模化发展和能源行业的绿色转型提供参考。

　　根据全国新能源消纳监测预警中心的数据统计，如图1所示，截至2024年6月，我国累计风电弃用率3.9%、光电弃用率3%，在地区上表现出严重的不均衡性，部分省市风电弃电率高达7.9%，光伏弃电率高达28.3%，新能源市场亟须储能设施进行调节。新型电力储能主要包括电化学储能、机械储能、电磁储能、氢储能和热储能，相关技术经济指标见表1，综合对比来看，电化学储能在能量转化率、响应时间等方面优势较大，但其整体使用寿命短、成本较高；电磁储能的效率较高，但其受经济性和可靠性的限制，实现大规模商业化建设还很遥远；氢储能和热储能均受限于系统效率低、单位成本较高。相较于其他新型储能类型，压缩空气储能的使用寿命较长、单位成本较低、能量转化率相对较高，并且还具有清洁、高效、占地小等优势，显示出巨大的发展潜力和应用前景。根据国家发展改革委的预测，2025年底新型储能装机规模将达到30GW以上，其中压缩空气储能的装机量占比将在30%左右。根据国家能源局数据统计，如图2所示，目前压缩空气储能在新型储能的占比仅为1.1%，所以压缩空气储能仍有较大的发展空间。

　　压缩空气储能技术由Stal Laval于1949年提出，经历了长期的探索和优化，实现了CAES技术的工程应用。20世纪40~70年代是CAES技术的探索与起步阶段，全球第一座商业运营的盐穴型压缩空气储能电站Huntorf于1978年在德国建成并投入使用，该储能电站是建立在区域盐腔储气技术相对成熟、地质资料充足的基础上，采用天然气补燃的方式提高发电效率，系统整体效率为42%。20世纪80~90年代是CAES技术的优化阶段，受制于储热技术、材料，无法实现绝热压缩空气储能，美国太平洋西北国家实验室在CASE系统的基础上增加了透平排气余热再利用系统，节省了燃气的消耗，1991年美国建成了McIntosh电站，系统效率为54%，得到了大幅提高。自21世纪以来，在传统补燃式压缩空气储能系统的基础上，围绕系统效率提升，国外相继开展了先进绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能、超临界压缩空气储能等系统的示范性工程。

　　国内CAES技术的起步时间较晚，2004年起，中国科学院热物所、清华大学、中国科学院物化所陆续致力于研究工业化大规模非补燃压缩空气储能系统，并开展了相关试验示范项目。自2021年中盐、华能、清华共同建设的金坛储能电站投产后，我国压缩空气储能逐步进入商业化运行阶段。2013年，河北廊坊地区建成了国内首套1.5 MW级别的超临界压缩空气储能(SC-CAES)示范项目，系统效率达52.1%；2014年，安徽芜湖建立了500 kW压缩空气储能(AA-CAES)示范项目，成为国内首套绝热储能系统，电效率41%，综合能源利用率72%；2021年，中国科学院热物所建设的肥城10 MW盐穴压缩空气储能电站正式并网发电，标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站正式进入商业运行状态；同年，贵州毕节10 MW先进压缩空气储能系统成功并网，系统效率60.2%，是国际上首套采用集气装置进行储气的压缩空气储能电站；2022年，中盐、华能、清华联合建设的金坛压缩空气储能发电系统(AA-CAES)国家示范项目，发电功率60 MW，系统效率58.2%；同年，中储国能建设河北张家口100 MW压缩空气储能(AA-CAES)电站，电转换率为70.5%；2024年，湖北应城300 MW级压缩空气储能(AA-CAES)电站，提出“绝热压缩+宽温蓄热+地下储气库”方案，实现了关键设备的国产化；同年4月，中储国能在山东肥城建设的300 MW/1800 MWh先进压缩空气储能国家示范电站并网发电，系统效率72%。目前，国内压缩空气储能较为成熟，形成了以中国科学院工程热物理研究所、清华大学、中能建、中国科学院物化所主导的AA-CAES、LAES、SC-CAES为代表的先进压缩空气储能技术路线 MW级压缩空气储能电站已取得重大突破，装机规模处于世界领先地位。国内外主要已建和在建的压缩空气储能项目如表2所示，压缩空气储能项目呈现出两大特点：一是项目开发大幅提速，新增项目数量显著增加；二是装机规模从kW向MW、百MW级别快速发展。

　　压缩空气储能主要技术分类及对比汇总表，如表3所示。从技术特点与效率来看，传统补燃式CAES虽技术成熟，但高碳排放与低效率严重违背我国“双碳”目标，应逐步退出市场。AA-CAES在环保性(零碳排放)与效率(55%~75%)上表现突出，且中国已建成示范项目(如江苏金坛)，具备规模化推广基础，是当前最适合中国发展的技术路径。其高温储热路线可进一步提升储能密度，需重点突破材料与温控技术。LAES与SC-CAES在储能密度和效率潜力上具备优势(LAES设计效率达85%，SC-CAES理论效率70%)，但系统复杂性与高成本制约商业化。建议优先推进LAES的国产化应用(如青海格尔木项目)，同时探索超临界设备制造技术。UW-CAES与D-CAES分别依托水体静压和分布式部署，适合电网灵活调节与区域能源协同，但技术成熟度低、成本高，需结合海洋工程与智能电网技术长期培育。I-CAES理论效率极高，但设备要求苛刻且实际效率不足45%，短期内难以落地。

　　每种储气方式都有其独特的特点和适用场景，同时也面临着各自的挑战，不同储气方式特点分析如表4所示。盐穴储气技术成熟且经济性高，是目前国内外主流储气方式，但显著依赖盐矿资源的地理位置，适合盐层丰富的地区。废弃油气藏储气具有成本效益和环保优势，但需复杂地质评估，适用于油气资源枯竭区，是资源再利用的优选路径。人工硐室储气灵活性高，可在无天然洞穴地区部署，但初始投资和密封维护成本较高，适合硬岩层分布广泛的区域。含水层储气规模潜力大且分布广，但泄漏风险与监测难度限制了其推广，需针对我国特殊地质条件开展可行性验证。废弃矿井巷道储气通过改造废弃矿井实现资源再利用，储气容量大，但需解决地质稳定性问题，适合矿区转型场景。金属材料储气灵活性强，适合小型或分布式储能项目，但效率低、成本高，需结合高精度透平设备优化设计。复合材料储气适配水下储能等特殊场景，安装便捷，但长期可靠性待验证，适合技术示范与局部试点。

　　近年来，新能源配套储能政策推动了电源侧储能发展，多个省份明确新能源配储要求，配储比例普遍提升至10%~30%，时长多为2~4 h。共享储能模式在2023年兴起，宁夏、内蒙古已建成多个百兆瓦级共享储能电站，推动了风光储一体化发展。然而，近期国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》提出，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。在这样的政策背景下，新能源项目的推进更加注重合理性和市场规律。各地在发展新能源时，将更加注重通过技术创新和市场机制来提升新能源项目的竞争力和可持续发展能力。同时，国家鼓励通过合理的政策引导和市场机制，促进新能源项目的高质量发展，推动能源转型和可持续发展。在技术层面，大规模压缩空气储能(CAES)项目加速落地。2022年，江苏金坛盐穴压缩空气储能项目(60 MW/300 MWh)正式投运，效率达62%；青海格尔木液态空气储能项目(60 MW/600 MWh)进入调试阶段，设计效率为75%~85%，成为全球最大液态空气储能工程。同时，高温储热技术也取得突破，有团队研发的新型熔融盐储热材料耐温性能>

　　600 ℃，将其应用于先进绝热压缩空气储能(AA-CAES)系统，可大幅提高系统效率，降低热损失。

　　为提高CAES系统的市场化收益能力，需进一步完善商业模式和市场化路径。一方面，通过政策支持和市场机制创新，拓展CAES系统的收益渠道，例如完善电力辅助服务市场，提高CAES系统在调频、调峰、备用等服务中的补偿标准。另一方面，推动CAES系统与新能源发电、分布式能源等的协同发展，形成多元化的收益模式，例如通过构建虚拟电厂(VPP)平台，整合CAES系统与其他分布式能源资源，参与综合能源服务市场。同时，面对政策波动和技术迭代等风险，CAES系统的运营企业需灵活调整战略。例如，关注政策动态，及时调整储能系统的配置和运营模式，以适应政策变化。此外，随着储能技术的不断发展，CAES系统需通过技术创新和成本优化，提升自身竞争力，确保在市场中的可持续发展。

　　（1）技术创新路径：未来，压缩空气储能(CAES)技术将聚焦于高效核心设备的研发，如压缩/膨胀一体化机组和高温储热材料的国产化，以提升系统效率并降低成本。同时，智能化调度系统的引入将优化储能系统的充放电策略，提高运行灵活性和经济性。此外，等温压缩技术的小型化、液化空气储能(LAES)和超临界压缩空气储能(SC-CAES)的示范应用，以及CAES与其他储能技术的融合，将成为技术创新的重要方向，助力CAES技术在多元储能体系中发挥更大作用。（2）模式与机制优化：在商业模式和市场机制方面，虚拟电厂(VPP)平台将成为整合CAES资源的关键工具，通过多场景储能资源的协同优化，提升整体利用效率和收益水平。共享储能模式和容量租赁机制的完善将进一步拓展CAES的收益渠道，而将储能容量纳入绿电交易体系和探索“储能容量银行”机制，将为CAES的市场化发展提供新的机遇。同时，政策支持和市场机制的完善，如补贴政策和电价机制的优化，将为CAES技术的商业化和规模化发展提供有力保障。