压缩空气储能，简单而言就是“用电低谷存空气，用电高峰发电力”。
近年来，压缩空气储能作为极具发展潜力的大规模物理储能技术，逐渐成为能源领域的研究热点和投资热点。目前，该行业正迎来技术突破与规模化应用的关键阶段。
“近两年，压缩空气储能成本下降得非常快，全寿命周期成本与电化学储能相比，已具有竞争优势。”中国电建相关负责人表示。
日前，证券时报记者实探山东肥城盐穴压缩空气储能电站项目了解到，在政策端、应用端的多重助力下，压缩空气储能的整体性能和经济性持续提升，行业正进入发展新阶段。
废弃矿洞再利用
在山东省肥城市边院镇，中国电建肥城2×300MW（一期）盐穴压缩空气储能电站项目正在紧锣密鼓地建设中。
记者在现场看到，该项目占地221亩，项目周边被农田环绕。就在距离该厂区西北方向的地下1300米深处，深藏着两个被改造为高压储气库的总容量90万立方米的地下盐穴，储气库与厂区通过埋在地下的输气管线连接。
项目现场相关负责人向记者介绍：“电网低谷时，电站从电网取电驱动压缩系统，把空气沿着管路压缩到地下盐穴，每小时可以消纳77万度电，还可将压缩过程中所产生的大量热量存储起来。等到电网用电高峰，再将地下盐穴中的高压空气释放出来，通过换热器加热驱动发电机组发电。通过每天一充一放，实现电力‘削峰填谷’与可再生能源消纳。”
电建新能源集团副总经理、董事会秘书程永靖介绍，上述项目总投资达36.4亿元，是当前行业单井口径最大、运行压力最高的示范项目。项目设计充电时长8小时、连续满功率发电时长6小时，满功率发电时长达到国内最长，预计年平均上网电量11.88亿度，可满足60万户家庭全年用电需求，每年还可节约标准煤约31万吨，减排二氧化碳约60万吨。
位于山东省中部的肥城市，是国内最大的井矿盐生产基地，当地已探明岩盐储量达52.2亿吨，长期采矿过程中形成了46对盐穴，地下腔体总面积超2000万立方米，且每年新增盐穴约300万立方米。正是这些曾被视为生态修复痛点的废弃盐穴，如今凭借独特的地质优势，成为压缩空气储能的“理想载体”，摇身一变成为“超级充电宝”。
“盐岩具有良好的蠕变性，能在高压下自动密封微小裂缝，确保储气空间的密封性和稳定性，而170个大气压的承压能力与超50万立方米的单穴储气容量，刚好满足大规模压缩空气储能的需求。”肥城盐穴储能项目上述负责人向记者介绍。
今年8月，中国电建肥城2×300MW（一期）盐穴压缩空气储能电站项目厂外盐穴第一口注采井正式开工，目前项目已全面开始施工。程永靖表示，根据计划，该项目将于2025年底具备机组倒送电条件，进入设备安装调试阶段，预计2026年6月份实现首台机组并网发电。
投资建设热潮来临
压缩空气储能作为大规模、长时物理储能技术，其核心优势在于储能容量大、储能周期长、投资成本相对较低以及较长的使用寿命，被认为是除抽水蓄能外最适宜GW（吉瓦）级大规模商业应用的储能技术路线。随着相关技术的突破，近年压缩空气储能行业迎来投资建设热潮。
2021年9月，国际首套10MW先进压缩空气储能示范电站在肥城成功并网发电，这也是国内首个压缩空气储能商业电站，标志着该技术从实验室走向工程应用。此后，肥城压缩空气储能产业按下了“加速键”，国内众多企业相继在此投资建设。2025年4月2日，全球最大压缩空气储能电站——山东泰安350兆瓦盐穴储能项目正式投运，标志着肥城已成为压缩空气储能的“产业高地”。
记者在肥城盐穴储能产业园看到，多座大型电站项目正同步推进，除中国电建外，中国能建、中储国能等盐穴储能项目也在施工，园区现场塔吊林立，一派繁忙景象。
从全国范围看，压缩空气储能的投资热度同样高涨。当前，压缩空气储能除使用盐穴外，主流形式还有地下洞穴、矿洞储能与地上储罐储能。行业数据显示，2024年中国新型储能新增装机规模达4237万千瓦，累计装机突破7376万千瓦，其中压缩空气储能市场占比持续提升。今年以来，内蒙古乌兰察布1050MW/630MWh项目、甘肃酒泉百兆瓦级项目集群等重大工程相继落地，推动行业进入“GW级”发展阶段。“在全球能源转型加速的背景下，压缩空气储能目前已经迎来了黄金发展期。”程永靖表示。
“目前，中国在压缩空气储能领域的关键设备国产化率已突破90%，极大降低了系统建设成本并缩短了交付周期。”一位券商电新行业分析师向记者表示，可以预见，随着技术迭代和工程经验的积累，压缩空气储能将在未来几年内成为我国长时储能领域的重要组成部分，助力构建更加清洁、高效、稳定的新型电力系统。
获政策和资金双重倾斜
压缩空气储能行业发展方兴未艾，其经济性尤为受到关注。
“随着近几年的技术快速迭代，我国的300MW压缩空气储能发电技术已日臻成熟，处于世界领先地位。”程永靖表示，核心设备国产化是成本下降的关键，目前压缩空气储能单位投资成本在6000元至7000元/千瓦，随着核心设备国产化率提升，成本仍具下降空间。
前述券商分析师认为，2025年至2027年，压缩空气储能的单位投资成本预计将随着规模化效应和技术成熟度的提升而持续下降。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》的规划，到2027年，全国新型储能装机规模将突破1.8亿千瓦，其中压缩空气储能作为重要的长时储能技术之一，将获得政策和资金的双重倾斜。
商业模式上，容量型、电量型以及电力辅助服务是当前压缩空气储能电站的主要收益获取方式。以中国电建肥城项目为例，该项目通过共享储能租赁、容量补偿、调峰容量市场形成容量型收益，同时通过参与现货市场或中长期市场赚取电价差，形成电量型收益，此外还可通过调峰或者调频等辅助服务来获得收入。
“压缩空气储能项目投资大、回报周期长，早期企业积极性不高，政策支持是破局关键。”肥城市能源部门相关负责人表示，山东省率先出台《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，明确支持储能项目参与电力现货市场，通过“低谷充电、高峰放电”赚取峰谷价差；同时规定，连续发电4小时及以上的盐穴储能，容量补偿标准为锂电池储能的2倍，有效提升项目收益。
目前，国家发改委、国家能源局，以及各省（区）能源局陆续发布相关政策文件，支持长时储能的发展，已有超过20个省份，出台了具体实施方案，其中山东、甘肃、内蒙古等相继推出了电力的现货交易，电网辅助服务等多元化的政策支持，为行业发展注入强劲动力。
“政策红利下，预计到2027年，压缩空气储能的单位投资强度将较当前水平再下降15%以上，投资回报周期有望缩短至8—10年，吸引力显著增强。”前述券商分析师表示，压缩空气储能作为长时储能的重要技术路线，未来有望在新能源基地及电网调峰中发挥更大作用。
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