“几年前我们都不看好，因为太难了，没想到他真干成了。”中科院电工所研究员王海峰向《中国科学报》记者感慨。

王海峰指的是中科院工程热物理研究所研究员陈海生。2016年11月，其团队自主设计研发的大规模压缩空气储能集成与示范平台搭建完成，进入系统调试阶段，成为全球首个针对10兆瓦级先进压缩空气储能系统的实验检测平台。

王海峰认为，10兆瓦压缩空气储能足够风场使用，成本也低于电池储能，完全可以商业化推广。

陈海生则已经开始了100兆瓦级系统的设计工作，根据他的时间表，2020年计划建成100兆瓦压缩空气储能系统。

从无到有

2016年12月，《中国科学报》记者来到位于贵州省毕节市金海湖新区的国家能源大规模物理储能技术研发中心采访。天空飘着小雪，落在地面，打湿了园区的柏油路面。

两年前的12月，记者也在这里采访，同样是阴雨天，因为路没修好，走几步就踩了一脚泥。

两年时间，这里不仅修好了路，建起了国家能源大规模物理储能技术研发中心，大规模先进压缩空气储能集成与验证平台也建成进入系统调试，预期储能效率将创造新的世界纪录。

可以达到百兆瓦级的大规模储能技术包括抽水蓄能和压缩空气储能两种，压缩空气储能排名第二，其原理是在电网负荷低谷期用电能压缩空气，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动膨胀机发电。王海峰指出，压缩空气储能“效率基本可以和抽水蓄能PK，而且可工业化生产，不需要抽水蓄能的地理条件，优势很大”。

国家能源大规模物理储能技术研发中心副主任左志涛告诉《中国科学报》记者，相比于其他储能技术，压缩空气储能具有容量大、成本低、寿命长等优点，并且系统规模越大，效率越高，成本越低。

除我国外，美国、德国、韩国、英国都有研发团队，采用不同的技术路线，建成了一些1~2兆瓦规模的示范项目。目前全世界有两座商业运行的压缩空气储能电站，分别位于德国和美国，规模达到百兆瓦级，但采用燃烧天然气的传统技术路线。而陈海生团队研发的先进系统一不使用储气洞穴，二不燃烧天然气，具有技术上的优势。

虽然在国际同行中处于领先地位，但陈海生时刻警醒自己：“国际基本同步，国内追赶甚急，形势严峻。”2010年他回国之初就设定了压缩空气储能研发的时间表：2012年完成1.5兆瓦示范项目，2015年建成10兆瓦项目，2020年建成100兆瓦项目。

2013年初廊坊1.5兆瓦示范项目建成后，团队就开始了10兆瓦项目的设计工作，到2015年初已经完成了集成验证平台建设图纸。下半年，在国家能源局的支持下，国家能源大规模物理储能技术研发中心正式落户毕节，项目随之开工建设，仅用一年时间就正式建成。

陈海生坦言：“这一年大家干得很苦，克服了很多困难，真是有苦有乐、有血有泪，靠着责任心和事业心在坚持。”

毕节地处贵州山区，交通不便，经济开发区距离中心城区16公里，配套尚不成熟。当初选择项目落脚点时，陈海生不是没有别的选择，但他等不起，第一时间和办事效率最高的毕节市政府达成协议。

就这么磕磕绊绊着前进，终于，原计划的时间表只滞后了不到一年。在陈海生看来，完成目标“很有希望”。

难点何在

王海峰认为，10兆瓦压缩空气储能系统难度极大，陈海生团队的成功得益于他们巧妙化解了许多技术和工程难题。

陈海生告诉记者，叶轮机械的难题在于高压高负荷高转速，压缩空气储能系统需要在这种复杂情况下获得高效率，同时还要解决各个机械、涡轮之间的相互匹配、耦合问题。“首先要清楚设备内部的流动传热机理，我们通过‘863’、‘973’等项目积累了很多基础研究，摸清了原理，才能指导设计。”

压缩空气储能系统主要包括压缩机、膨胀机和蓄热换热三大部分，由于规模放大，1.5兆瓦系统的设计已经无法照搬，几乎全部重新来过。例如，采用多级高效压缩解决了70~100个大气压的超高大气压压缩问题；涡轮从向心变成向心组合式。

“这些都是我们自己做的创新性、开拓性的工作，没有经验可参考，而且现在看来性能很好、可靠性很强。”陈海生表示。

陈海生向《中国科学报》记者透露，该实验平台是目前国际上容量最大、功能最全、测量范围最宽的压缩空气储能集成实验与验证平台，具有不同储能系统的部件研发、流程优化与筛选、系统性能测试与检验等功能，为大规模储能系统的研发和产业化提供必需的技术支撑。

在100兆瓦级先进压缩空气储能系统方面，陈海生也在争做第一个吃螃蟹的人。据悉，100兆瓦系统设计工作已经启动。同10兆瓦系统相比，100兆瓦系统将提高效率10%，单位成本下降30%，适用于大电网、大风电场。

曙光乍现

“团队、平台和资源。”这是陈海生总结出决定时间表能否按时实现的关键点。在搞好团队和平台建设的同时，“找资源”也一直是他的工作重心之一。

此前，1.5兆瓦项目已经进行了技术授权，并在持续推广，10兆瓦项目也在参与招标。

在陈海生看来，制造业比较发达的江浙等地推广的可能性较大，如江苏省峰谷电价差已达1.03元，这样算下来，1.5兆瓦的系统用能企业七八年就能收回成本。

陈海生认为，储能项目要想有生命力，首先得有体制保障——峰谷电价和储能电价，其次是在观念上真正认清储能的经济价值和社会价值。

由于无法稳定并网，我国“弃风”现象严重。国家能源局数据显示，2016 年全年风电的发电量为2410 亿千瓦时，弃风电量为497 亿千瓦时，限电率为17%。

一套10兆瓦级压缩空气储能系统造价可降至8000万~9000万元，比电池便宜很多，风电厂可以承受，并且寿命达到30年以上，储电的度电成本在0.3~0.5元/度。

“也就是说，即使没有其他政策支持，只要峰谷电价差高于0.5元就可能赢利。”陈海生指出。

近年来，我国电力供应矛盾愈加突出，根据国家发展和改革委员会的要求，全国都在推行峰谷电价，北京的峰谷电价差最高已达1.2元，不存在理论上的推广障碍。

此外，国际储能市场也是一块大蛋糕。

不过陈海生更关心的还是他的时间表。“这对我来说，既是目标也是承诺，更是鞭策。既然已经扛起了这面旗，就要力所能及地扛下去，在中国做成大规模压缩空气储能这件事。”陈海生说。