而现在，“效率基本可以和抽水蓄能PK，且可工业化生产，不需要抽水蓄能地理条件，优势更突出的压缩空气储能技术正在不断走向成熟。”中科院工程热物理研究所研究员陈海生在接受记者专访时表示。
规模可与抽水蓄能媲美
压缩空气储能的工作原理是,通过压缩机将常温常压的空气转换成高温高压的空气，存储在装置内，把电能转换成内能，驱动膨胀机发电，在用电高峰时放电。
陈海生介绍，压缩空气储能的单机规模可达到百兆瓦以上，接近抽水蓄能的规模;寿命长达40—50年;单位造价低，可达到6000元/kWh，且储能的周期不受限制。
据了解，传统压缩空气储能脱胎于燃气轮机，通过化石燃料燃烧驱动膨胀机发电，存储在废弃洞穴中，因此传统压缩空气系统很大程度上受地理条件所限，同时效率也较低。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，但采用的却是燃烧天然气的传统技术路线。
陈海生带领的团队则另辟蹊径，不走寻常路。其研发的先进系统不使用储气洞穴、不燃烧化石燃料，在压缩机、膨胀机、蓄冷蓄热系统等方面取得了一系列突破性进展，整个系统的规模、效率、性能得到极大提升。100多项储能专利、建立了较完善的自主知识产权体系……足以让陈海生和他的团队比肩国际的佼佼者。
技术创新促成本大幅下降
在压缩空气储能技术研发征途上，自2009年至今，陈海生及其团队完成了一个又一个跨越。
2013年初，在廊坊完成了国际首台1.5MW级新型压缩空气储能系统的示范运行;2016年底，在贵州完成国际首台10MW级新型压缩空气储能系统示范运行。
据悉，相比1.5MW级压缩空气储能系统，10MW级压缩空气储能系统不仅在规模上提升了一个数量级，在成本、效率和稳定性方面也有大幅改善。
陈海生介绍，1.5MW级新型压缩空气储能系统单位千瓦成本为1万-1.5万元人民币，而10MW级的成本可降至6000元—8000元，单位成本降低一半以上。从效率上看，1.5MW级压缩机空气压缩机为52%，而10MW级压缩空气储能系统的效率较前者提高到了接近60%，性能也更加优良。
技术要与市场结合才能充分体现价值。在推进压缩空气储能的示范工程过程中，陈海生及其团队完成了技术授权和技术入股，全力推动技术产业化进程。
在示范运行中，陈海生的团队对技术不断追求精益求精。“我们研究了内部流动传热系统的能量损失和传递机理，突破了压缩机、膨胀机、蓄冷虚热等关键技术，建成了一批试验平台。”陈海生说。
据悉，陈海生的团队自主设计研发的10MW级压缩空气储能集成实验与验证平台，已完成所有设备安装和各个设备的单独调试，现已开始进行整体系统的联合调试，储能性能再创世界纪录并无太多悬念。
储能行业仍需国家支持
近年来，随着储能技术的不断突破以及相关利好政策，储能迎来发展的风口期。相关数据预计，未来10年我国储能市场容量将超过1000亿美元。压缩空气储能作为一项重要的储能技术，将有望成为储能领域的新秀。
压缩空气储能发展的市场空间取决于规模、效率和成本三方面。在陈海生看来，压缩空气储能的规模至少要100MW，达到抽水蓄能的标准，才能发挥更大的作用。“我们的目标是2020年突破100MW级压缩空气储能关键技术，效率要从现在的50%—60%提升到接近70%，相比抽水蓄能和化学电池，就具有了足够强的竞争力。”陈海生说，在保证规模和效率的情况下，成本有望再降30%—50%，单位成本降至3000—5000元/千瓦。
毋庸置疑，当前我国储能行业尚处于发展的初期，亟需国家政策支持，这也一直是行业共同期盼。陈海生指出，在当前我国电力系统中，我国对电能质量的重视并未体现在电价上，尚缺乏合理的电价补偿机制，因此，积极推动电价体制改革既是方向又是趋势。
“任何一个行业的发展，包括储能，都不是一蹴而就的，都要经历一个逐渐成长的过程，包括前期的科研技术、研究示范等一系列的投入，这一方面，还需要呼吁国家和行业加大支持力度。”陈海生告诉记者。
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