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　　电力规划设计总院发布的该报告，结合行业数据与工程案例，系统阐述压缩空气储能发电技术在新型电力系统中的作用、工程建设现状、技术优势及发展建议，为行业发展提供关键参考。

　　在新型电力系统中，长时储能地位关键。2024年我国电源总装机33.5亿千瓦，非化石能源装机占比约61%，风电和太阳能发电占比约42%，但风光发电的随机性、波动性给电力系统可靠性与安全性带来挑战。随着火电装机下降，系统转动惯量减小，灵活调节电源占比降低，电力平衡难度加大。在此背景下，储能成为与电源、电网、负荷并列的第四要素，具备同步发电机功率输出特性的长时储能更是重要支撑。2024年底新型储能装机达7376万千瓦，超抽水蓄能，且在电源侧、电网侧、用户侧广泛应用，不同场景作用各异，如电源侧减少弃风弃光、电网侧调峰调频、用户侧降低用电成本。

　　压缩空气储能发电工程建设成果显著。其工作原理是负荷低谷时将电能转化为空气压力能和热能储存，高峰时释放能量发电。国内已有多个项目投运或在建，技术不断突破。2022年中盐江苏金坛60MW/300MWh项目投运，电-电效率约62%；2024年中国能建湖北应城300MW/1500MWh项目投运，效率达68.5%；甘肃酒泉300MW/1800MWh项目计划2025年底投运，采用熔盐+加压水两级储热，效率约72.5%。此外，山东泰安、陕西铜川等多地项目有序推进，储气方式涵盖盐穴与人工硐室，设备方面，300MW级压缩机、膨胀机等关键设备已实现国产化，产业链成熟度提升。

　　该技术优势突出，前景广阔。相比其他储能技术，其优势包括调节灵活可提供转动惯量、依托成熟动力机械产业链、选址灵活、单位容量投资1200-1400元/kWh且有下降空间、电-电转换效率68%-72%可提升、建设周期短（约2年）且环境友好。未来，随着压缩机供货多元化，成本将进一步下降，人工硐室技术拓展选址范围，600MW级系统研发推进（效率有望达75%），我国该技术处于世界领先地位。部分省份已参照抽水蓄能执行两部制电价，为商业化提供政策基础。

　　报告最后建议，需进一步研发提升技术性能、降低投资，并推动国家层面明确上网电价政策，为压缩空气储能发电高质量发展创造良好环境。结合新增案例，高寒地区项目与盐穴资源利用案例，进一步印证了该技术的应用灵活性与产业化潜力。

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