近日，国家能源局发布2024年第1号公告，正式发布了新型储能试点示范项目名单，唯一一个液态空气储能项目“青海省格尔木市60MW/600MWh液态空气储能示范项目”入选其中。
该液态空气储能项目位于海西州格尔木市东出口光伏园区，总规模60MW/600MWh，配建光伏250MW、110千伏升压站1座，于2023年7月1日开工建设，计划2024年内整体并网发电。项目建成投产后，将成为液态空气储能领域发电功率世界第一、储能规模世界最大的示范项目。
随着青海海西60MW/600MWh液态空气储能项目的开工，也加速了液态空气储能商业化进程。
近年来，大规模储能技术因其在改善可再生能源系统和电网负荷转移方面的重要作用而受到越来越多的关注。抽水蓄能和压缩空气储能被视为主要的大规模储能技术，但两者都受限于地理条件，液态空气储能作为一项高潜力的新型储能技术正在快速兴起。
什么是液态空气储能?
液态空气储能(LAES)由压缩空气储能能(CAES)技术衍生而来，两者都是以空气为主要储能材料。液态空气储能利用空气“压缩-膨胀”过程，完成“电能-热能”与“压力能-电能”的转换。与压缩空气储能不同，液态空气储能压缩后的气体不进入储气室，而是进入液化单元，使气态空气变成液态空气进行储存。
液态压缩空气储能技术原理图
图源：ESPlaza
液态空气储能的储能密度是压缩空气储能的10-40倍，可以在较小的容器中储存更多的能量。传统压缩空气储能建设需要具备洞穴、盐矿等大容量储存空间，液态空气储能摆脱了地理条件的限制条件，也无需使用大量高压容器，选址更灵活。
液态空气储能技术具有大容量、能量密度大、长寿命、低成本、不受地理条件限制等优势。此外，系统在运行过程中产生了大量的冷能和热能，可以实现多能源互补和多能源协同供给。适配可再生能源消纳、电网调峰、备用黑启动、分布式电力微网、综合能源服务等多领域应用场景。
图源：中国绿发
液态空气储能除了作为大规模中长时储能应用在电源侧、电网侧，还可用于冷热电三联供。在钢铁厂、化工厂等工商业场景，液态空气储能也是较为理想的高效能源利用解决方案。大规模液态空气储能系统效率在60%左右，若是冷热电三联供，其效率可以达到75%-85%。
液态空气储能关键设备，如压缩机、低温膨胀机、液体泵、膨胀发电机等国产设备已较为成熟，产业链成熟。首台(套)项目成本预计较高，规模化推广应用后价格还会下行，此外系统集成、不同应用场景等因素也存在一定的降本空间。整体来看，液态空气储能度电成本和压缩空气、抽水蓄能处于同一价格区间。随着储能系统容量增大，造价将趋于下降，8小时储能系统功率达到100MW时，单位造价相比10MW预测可下降46%。
新型电力系统对储能功率、时长、响应时间等呈现多样化的需求，各种储能技术路线兼收并蓄是大势所趋。
从技术路线定位来看，液态空气储能与抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池等定位中长时储能，存储时间在几小时到几个月，具有中高功率、中高容量和中等响应速度等特点，典型运行场景是每天一充一放。
新型储能中长期发展方向，仍是多元技术与电力系统协同运行，充分发挥储电、储热、储气、储冷、储氢优势，实现多种类储能技术的有机结合和优化运行，重点解决中远期新能源出力与电力负荷季节性不匹配导致的跨季平衡调节问题。随着电力系统对中长时储能的需求增加，液态空气储能凭借其大规模、长寿命、低成本、选址灵活等优势，讲迎来较广阔的应用前景。
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