压缩空气储能是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。目前关于压缩空气储能系统的形式也是多种多样，按照工作介质、存储介质与热源可大致分为：传统压缩空气储能系统（需要化石燃料燃烧）、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。
电力系统安全运作的稳定器。在电网调峰压力大、峰谷电价差较大地区建设压缩空气储能电站，能够给大家提供调频调峰、无功调节、旋转备用、应急电源和黑启动等功能。作为抽水蓄能电站的补充，提供电力辅助服务，接受电力系统的统一调度，有效保障电网的安全稳定运行。
特高压绿电外送的适配器。与“新能源+火力发电”模式相比，压缩空气储能技术能提高特高压电网的输送能力，减少对传统火力发电的依赖，实现我国西部地区绿电100%外送，助力我国“西电东送”特高压输电通道的建设。
新能源接入电网的优化器。在新能源资源富集地区布局压缩空气储能电站，可以优化可再次生产的能源外送的曲线，有效规避以风能、太阳能为主的新型电力系统存在的波动性和随机性等明显问题，提高新能源的电网友好性，提升电网对可再次生产的能源的消纳能力。
退役火力发电清洁转型的迭代器。大型压缩空气储能技术将创造火力发电机组清洁化改造新市场，利用国内即将退役的200~300MW火力发电机组的场地、既有线路和部分设施资源，直接将燃煤动力系统改造为压缩空气储能或熔融盐储热系统，将火力发电厂改造为新型储能电站，实现“高碳资产”向“零碳资产”的转型。
双碳”目标战略背景下，我国以风电、光伏为代表的新能源发展迅猛，风电、光伏等新能源发电逐步成为新增装机和新增发电量的主体。依照国家能源局公布的数据，截至2023年4月底，我国风电装机为3.8×108kW，光伏发电装机为4.4×108kW，风电、光伏发电总装机达到8.2×108kW，占全国发电装机的30.9%，其中风电占比为14.3%。光伏发电占比为16.6%。然而，新能源具有其固有的间歇性和不稳定性导致并网消纳困难。此外，我国电网负荷峰谷差逐年增大，对电网的安全运行造成了极大的影响。大规模储能技术是解决弃风弃光、实现电网削峰填谷最有效和最经济的手段之一，也是构建新型电力系统、支撑能源结构转型升级、实现“双碳”目标的关键技术。作为一种极具发展的潜在能力的大规模物理储能技术，压缩空气储能（CAES）具有装机容量大、储能时间长、建设周期短、常规使用的寿命长、清洁环保等优点，可以大范围的应用于智能电网削峰填谷、大规模可再次生产的能源发电等方面。同时，CAES还能够适用于提供电网调频、调相、旋转备用、黑启动等辅助技术服务。
据全球能源互联网发展合作组织预测，2060年全社会用电量将达17万亿千瓦时，人均用电量达到12700千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达90%以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素，具有广阔的应用前景。
风能、太阳能等可再次生产的能源发电具有波动性和随机性，为减少大规模可再次生产的能源并网对电网稳定运行带来的冲击，需要全力发展储能，以减少可再次生产的能源并网对电网的影响。因此，储能是未来以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺的重要组成部分。
可再次生产的能源的开发得到前所未有的重视，高比例不稳定的可再生能源消纳压力下，多省地方政府及电网公司提出集中式“新储能+储能”配套发展政策，储能技术对新能源大规模普及的价值充足表现并形成共识，“风光水火储能一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场与“风光”发电新能源市场繁荣共进。
随着项目增加和产业高质量发展，压缩空气储能电站建设成本不断下降。基于不同应用场景的初步分析表明，相比于削峰填谷应用场景，压缩空气储能在可再次生产的能源消纳场景下，度电成本低于中小型抽水蓄能电站，更接近大型抽水蓄能电站水平，具有一定的经济竞争力。考虑到西北地区抽水蓄能电站存在水源条件差、建设和运行成本高等问题，随着压缩空气储能建设成本的逐渐下降，竞争力将逐步提高。
根据国务院《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，我国新型储能装机容量将达到3000万千瓦以上。十四五”时期，伴随着可再次生产的能源行业大规模、高比例、加快速度进行发展，能预见我国压缩空气储能行业也将迎来规模化发展新阶段。面对压缩空气储能行业和技术的加快速度进行发展，亟需快速推进我国压缩空气储能技术标准体系建设，加强标准化管理，并提高标准编制质量，满足产业高质量发展的需求，并支撑和促进压缩空气储能高质量发展。
在目前的政策和市场条件下，压缩空气储能电站在电力系统的电源侧、电网侧等不同场景具有广泛的应用。推动压缩空气储能技术的应用，可以加大风能和太阳能等可再次生产的能源的消纳，间接实现大规模的减碳。在电网侧，压缩空气储能是电力系统安全运作的稳定器、特高压绿电外送的适配器；在电源侧，它是新能源接入电网的优化器、退役火力发电清洁转型的迭代器。
补燃式CAES是最早研发应用的技术路线，其在压缩过程中不回收压缩热，发电时利用天然气补燃加热压缩空气，进而驱动燃气轮机发电，效率较低，且存在碳排放。在全力发展新能源、控制碳排放量的大背景下，补燃式CAES已经不适应当前的发展需求。
先进绝热CAES将压缩过程产生的热量进行储存，并在释能过程中用于加热压缩空气，驱动膨胀机发电，实现了能源高效利用和零碳排放。根据蓄热温度的不同，先进绝热CAES可大致分为高温蓄热（400℃）、中温蓄热（200~400℃）、低温蓄热（200℃）等不同技术路线。先进绝热CAES可基于当前的设备技术和工艺水平开展研究、设计和建设，更加易于实现工程化应用。因此，目前国内外开展的CAES工程建设项目大多使用先进绝热CAES技术路线）液态空气储能
液态空气储能是在先进绝热CAES的基础上引入蓄冷装置，将高压空气液化后以常压形式进行储存。液态空气储能最大的优点是储能密度高，所需要的储气容积小，不受地形条件限制。但由于增加了空气液化、存储和气化的能量转换过程，系统的效率较先进绝热CAES低，结构也更复杂，造价也比较高。
等温CAES通过喷淋等方式在压缩和膨胀过程中都实现了准等温过程以提高系统效率。但这种技术难以实现，其装机功率一般较小，仅适用于小容量的储能场景。
利用光热、地热、工业余热满足CAES膨胀过程的热量需求以此来实现非补燃的技术路线被称为复合式CAES系统。复合式CAES系统的形式多样，可根据资源条件、应用场景和工程需求来做设计，其可以在一定程度上完成多种能量形式的储存、转换和利用，满足多种类型的用能需求。
2022年3月，国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，该方案给予了新型储能独立的市场主体地位，新型储能可以参与电力现货市场交易。这是储能发展的重要拐点，标志着储能成为了一个独立的行业。
白城市位于吉林省西北部，嫩江平原西部，科尔沁草原东部，是东北地区的几何中心，是吉林、黑龙江和内蒙古自治区三省（区）交界处和周边三百公里内一个主要的区域中心城市，也是黑龙江西南部和内蒙古东北部入关的必经之地。
吉林白城位于吉林省西北部，拥有丰富的风力资源。白城是吉林省风电开发最早的地区，是全国首批千万千瓦风电基地、东北唯一光伏发电应用领跑基地。目前，全市风电、光伏并网装机465万千瓦，尚有3000万千瓦可再生风光资源容量可开发。
此外，白城是全国唯一的风电本地消纳综合示范区，并正在筹建全国首批新能源微电网示范项目。白城利用国家鼓励新能源就近就地消纳的政策机遇，通过智能微电网、直购电、轻度并网型风电制氢、离网型风能（光伏）制氢，使氢气在加氢站“出口”价格控制在每公斤40元以下，与传统燃油相比，具有非常好的市场竞争力。
占地面积50万平方米。设计项目规模为100MW/400MWh，系统模块设计效率70.4%，购置压缩空气储能设备10台（套）。
项目达产后，年出售的收益175824.18万元，利润53747.25万元，投资回收期6.5年（税后，含建设期2年），投资利润率21.98%。
本项目将推动新能源产业的发展，符合吉林省六新产业高质量发展方向。同时，该项目的建设能促进当地就业，提高白城市综合经济水平，拥有非常良好的社会效益。
白城洮北经济开发区成立于2010年10月10日，地处吉林省、黑龙江省和内蒙古三省交汇处，位于白城市区东北部，幅员面积65.6平方公里，是洮北区委、区政府精心打造的经济发展平台，是全省最年轻的经济开发区。白城洮北经济开发区比较优势显著，得天独厚，在全省37个工业集中区综合评比中，洮北经济开发区多次被评为省级先进工业集中区。
白城绿电产业示范园区以碳中和为主攻方向，以洮北经开区为依托，整合白城工业园区内的化工园区，打造绿色新材料、绿色冶金、绿色装备制造、绿色大数据智能管理、绿色食品及医药健康、绿色氢能、绿色化工等七大产业园区。“十四五”期末，将白城绿电产业示范园区打造成本地消纳的清洁能源装机超500万千瓦（年供电120亿度）、固定资产投资完成200亿元、产出规模达到200亿元的国家级碳中和示范园区，成为吉林省西部地区生态经济高水平质量的发展新引擎。
