2022年2月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确到2025年新型储能要步入规模化发展阶段，并具备大规模商业化应用条件。其中，特别提到，火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用。
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　　作为新型储能重要的技术路线之一，压缩空气储能在这一政策背景下，无疑将会受到更多的重视。且在现有储能方式中，抽水蓄能*为稳定可靠却存在选址限制，电化学储能发展迅猛但安全性、寿命上还有待提升。因此，发展压缩空气储能等新型储能技术，也将成为建立坚实可靠的新型电力系统的关键突破口。
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　　当然，压缩空气储能自身优势也很明显。一般来说，压缩空气储能通过“电力-压缩空气-储能-释放-供电”流程实现，和抽水蓄能类似，受到场景的制约更小，蓄能量也很可观。举例来说，江苏金坛盐穴压缩空气储能供电系统，利用废弃盐穴来储存压缩空气，年发电量可达1亿千瓦时，全年可节约标准煤3万吨，碳减排6.08万吨。
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　　不过，据相关机构统计，2000-2020年我国储能市场累计装机规模中，压缩空气储能仅占0.03%左右。2021年以来，全国有多个已签约待建项目，项目密度较往年有所提升，压缩空气储能这一模式的商业化已按下了加速键。
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　　值得注意的是，这批项目中，拿单的多是央国企。如江西瑞昌压缩空气储能调频电站，由葛洲坝拿下，总投资约80亿元，投入运营后可实现年发电量28.8亿度；朝阳县风光储氢一体化项目、泰安压缩空气储能电站、300MW级压缩空气储能重大示范项目、湖北应城300MW及压缩空气储能电站示范项目，均有中国能建参与。
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　　技术层面上，我国压缩空气储能技术到2005年左右才开始发展，但进步迅速，已经自主研发出“先进压缩空气储能系统”，并于去年年底在张家口正式落地，实现国际首套百兆瓦县级压缩空气储能电站送电。*近，中科院在压缩空气储能领域也取得了突破，据介绍，这一技术“实现了减少系统能量损失和解决对化石燃料依赖的问题”。
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　　与此同时，《电力储能用压缩空气储能系统技术要求》等标准也在编制和完善中。未来，随着相关政策、标准、技术体系趋于完备，压缩空气储能势必会打开更大的增长空间。