当前，压缩空气储能产业正处于从“示范验证”迈向“规模化并网”的关键转折点。压缩空气储能因其在长时储能（4-10小时）、高安全性及构网能力等方面的优势，得到越来越广泛的应用。但同时，压缩空气储能项目仍面临初始投资成本高、优质盐穴资源稀缺、行业标准尚未健全、产业链配套仍存在较大提升空间、商业化过度依赖政策补贴以及大型化系统集成难度陡增等多方面压力与挑战。

一、产业发展现状

2025年中国新型储能新增装机规模为64.6GW/196.5GWh，较2024年同比增长52%（功率）/79.3%（容量）。2025年中国压缩空气储能新增装机1.3GW/7.4GWh，较2024年同比增长83.1%（功率）/81.3%（容量）。

截至2026年6月底，中国压缩空气储能累计装机1.433GW/9.088GWh。

目前国内已投运/已并网压缩空气储能项目中，电网侧项目合计装机功率为1.43GW/9.08GWh，占压缩空气储能总装机的99.79%（功率）/99.92%（容量）；用户侧项目包括合计装机功率为3MW/7.5MWh，占压缩空气储能总装机的0.1%（功率）/0.08%（容量）。

2025年压缩空气储能项目投运主体以五大发电集团和地方国企为主。其中华能集团新增投运2个项目，并网规模0.8GW/3.8GWh；国信集团新增投运1个项目，并网规模0.3GW/2.4GWh。

2025年中国压缩空气储能新增在建项目8个，合计规模3.85GW/19.05GWh。从应用场景来看，8个在建项目均属于电网侧，说明压缩空气储能在当前阶段的核心定位仍是电网侧的大型长时调节资源。

从项目建设地点来看，华北地区新增在建项目3个，均位于内蒙古，合计规模2.2GW/10.9GWh，占比57.1%（功率）/57.2%（容量）；东北地区新增在建项目2个，分别位于黑龙江和吉林，合计规模0.7GW/3.15GWh，占比18.2%（功率）/16.5%（容量）；西北地区新增2个在建项目，分别位于甘肃和陕西，合计规模0.65GW/3.2GWh，占比16.9%（功率）/16.8%（容量）；华东（山东）地区新增1个在建项目，规模为0.3GW/1.8GWh。

从项目业主分析，2025年压缩空气储能在建项目投资主体以央国企为主。其中，中国铁建、深圳能源集团均以最大装机规模项目（单个电站装机1050MW）直接跻身头部，体现了大型央国企对压缩空气储能赛道的战略布局。中电建有3个在建项目，合计规模0.7GW/3.7GWh。

从细分技术路线来看，江苏金坛项目采用盐穴压缩空气储能技术，利用地下盐穴作为储气空间，成本低、密封性好，是目前最成熟的路线。江苏淮安项目采用熔融盐 带压热媒水储热技术，核心设备100%国产化。内蒙古化德项目采用地下人工硐室 地上压力容器复合储气技术，摆脱了盐穴的地理限制，提升了选址灵活性。中国绿发青海项目采用液态空气储能（LAES），将空气液化后常压存储，能量密度高，不受地理条件限制，具备“电网级”大规模应用潜力。

从项目储能时长来看，8小时及以上的项目有3个，4小时的项目有3个，项目平均储能时长为6.67小时，显著高于锂电储能的2小时平均水平，体现了压缩空气储能的长时储能优势。

从系统供应商/核心技术方角度分析，华赛能源（佑赛科技）、中储国能等专业储能公司占据系统集成主导地位。核心装备（透平、压缩机）仍由传统设备企业，如哈电、沈鼓等提供，形成了“专业集成商 传统装备商”的分工格局。中国绿发青海省液化空气储能项目以中科院技术为核心，体现了国家级科研机构在液态空气储能领域的引领作用。

二、面临的困难与挑战

尽管当前中国压缩空气储能已取得跨越式进步，但从装机总量来看，压缩空气储能占比仍然较小，产业发展仍然面临较多困难与挑战。

1 技术端系统效率、响应时间等面临天花板

压缩空气储能的电-电转换效率仍是明显短板：补燃式传统路线仅42%-55%，先进绝热路线（当前商业化主线）已有明显提升，如金坛一期70.4%、山东肥城72%、河南信阳72.1%，但整体仍面临天花板，与锂电储能85%-90%差距较大。

响应时间方面，压缩空气储能需3-9分钟才能达到100%负荷，在AGC一次调频等高频功率型辅助服务中无法与毫秒级响应的锂电竞争。产业实际采用“压缩空气 锂电”混合方案，以锂电应对短时调频、压缩空气应对长时调峰，但会增加系统复杂度与额外投资。

此外，系统规模大型化带来集成难题。以金坛二期为例，装机由60MW跃升至700MW，单小时压气量从270吨增至1340吨，压缩端由单线串联改为“双线四段”，透平端各档量级也同步跃升，并非简单等比放大，而是系统集成需重点攻克的关键问题。

2 成本端仍然偏高，度电成本并未实现全生命周期验证

尽管压缩空气储能成本不断降低，当前单位千瓦投资成本5500-8000元/kW，但仍然面临初始投资偏高、项目收益率偏低的问题。同时，大部分压缩空气储能项目预测的全生命周期度电成本为0.2-0.4元/kWh，很多则按零成本测算（用弃风弃光），并且是在项目寿命30-40年基础上预测，目前国内暂未有电站实现验证。

3 盐穴资源稀缺，人工硐室推高综合成本

中国优质盐穴资源主要集中在江苏金坛、山东泰安、河南平顶山等中东部地区，资源较为稀缺。同时，盐穴分布地区与新能源大基地（内蒙古、新疆、甘肃、青海）并不重叠。

依托盐穴的项目综合成本较低，但受限于资源稀缺。缺乏盐穴资源的地区，压缩空气储能项目大多采用人工硐室方式，例如锡林郭勒3×350MW项目在花岗岩里挖建63.9万方，运行压力9.6-17MPa的人工硐室;乌兰察布卓资3×350MW项目在地下超百米岩层挖建近百万方。人工硐室的技术门槛在支护、密封、防水、弃渣处置，每立方米造价远高于盐穴，且运行压力越高对腔体完整性要求越苛刻。

4 项目整体收益仍待提高，商业闭环仍需突破

当前压缩空气储能项目收益高度依赖政策补贴、容量补偿及容量租赁，纯市场化商业模式仍处于探索阶段。受电力现货市场峰谷价差波动影响，多数省份峰谷价差不足 0.8元 /kWh，仅依靠峰谷套利的4-8小时长时压缩空气储能盈利回报率偏低；加之受储能本体特性限制，项目单日一般仅能实现一轮充放电循环。

压缩空气储能部分应用场景与锂电重合，调频等辅助服务领域因响应速度短板导致竞争优势有限。但其在百兆瓦级、4小时以上时长的电网侧、新能源基地配套场景具备突出优势，不过该类场景收益高度依托容量电价、输配电价，项目资产体量庞大、投资周期长，社会资本观望情绪较重，现阶段参与主体以央国企为主。

5 行业标准待完善，产业链配套待补强

当前，压缩空气储能行业相关技术标准体系尚未完全建立，部分关键技术细节仍有待规范。例如并网规范、安全规范、储气库设计标准、人工硐室验收标准仍在完善中，针对300MW大型项目的相关技术细节仍在探索，相关标准规范有待进一步完善。

在产业链配套方面，虽然当前压缩空气储能的核心设备已基本全面国产化，但300MW 项目仍处于验证与爬坡阶段，其中关键设备如压缩机、膨胀机、大型换热器等，参数、效率等关键技术指标仍有待进一步提高。压缩空气储能产业的装备制造（压缩机、透平、换热器、储热介质）的集群化程度显著低于锂电，产业链协同发展趋势尚未确立。

三、发展建议

为推动压缩空气储能产业在“十五五”期间从政策驱动转向市场驱动，由产业导入期迈入成熟期，特提出以下发展建议。

一是引导技术迭代与工程验证，提升系统效率、攻克大型化难题。目前300MW级项目已落地，但系统效率、关键部件性能仍有短板，向GW级升级存在较大工程不确定性。建议设立国家级专项，重点研发超临界压缩空气储能技术，突破效率瓶颈；优化压缩机、膨胀机等核心动设备性能，开展全工况气动热力学研究，解决部分负荷下效率骤降问题，提升设备对电网波动的适配能力，保障全生命周期平均运行效率。针对压缩空气储能响应速度慢于锂电的短板，攻关秒级响应技术，满足一次调频等功率型辅助服务要求。推广“压缩空气 电化学”混合储能标准化配置，制定协同控制规范，由锂电承担高频小幅调频任务，压缩空气储能承担长时大容量调峰任务，实现长短互补、动静协同，避免单一技术全能化的路径误区。

二是完善行业标准体系，出台配套政策夯实产业发展基础。当前标准建设滞后于项目建设节奏，亟需补齐标准体系短板。将大型压缩空气储能基地，特别是人工硐室选址纳入各级国土空间规划，提前避让生态红线、矿产压覆等约束条件。加快构建覆盖全链条的标准体系，重点制定300MW及以上大型项目消防安全、环境监测专项标准；布局国家级压缩空气储能装备检测中心，开展核心设备第三方强制检测认证，防范劣质装备流入市场，支撑产业高质量发展。

三是统筹资源保障与成本管控，因地制宜推进项目落地。资源条件与经济性是规模化推广的核心制约因素，盐穴资源分布受限、人工硐室造价偏高的问题亟待通过技术和模式创新破解。项目可进行差异化布局：东部负荷中心、中东部盐矿区优先依托盐穴资源建设项目；西部新能源基地侧重采用人工硐室方案。加快硬岩人工硐室技术攻关，化解“三北”地区风光资源丰富但缺少盐穴的矛盾，持续降低硐室建造成本，逐步缩小与盐穴方案的经济性差距。

四是创新商业模式，激活市场活力、打通市场化盈利路径。现阶段项目收益主要依靠容量补偿与政策补贴，市场化运营能力不足。建议优化电力市场机制，深挖长时储能价值：完善容量电价机制，出台4小时以上长时储能独立容量电价政策，保障项目基础收益；在市场规则中新增转动惯量支撑服务品类并合理定价，激励储能为高新能源电网提供惯量支撑。拓展多元收益渠道，发展“绿电 储能 制氢”耦合项目，依托大容量调节能力平稳风光出力，为电解制氢提供稳定电源，通过绿氢、绿氨、绿醇等产品增加综合收益，对冲电力市场波动风险。

五是推动产业链协同，布局海外市场打造中国储能名片。主机设备国产化基础较好，但高端轴承、耐高温高压密封件等零部件仍依赖进口。建议依托“揭榜挂帅”机制组织上下游联合攻关，补齐供应链短板，实现核心装备自主可控。围绕沈鼓、陕鼓、上海电气等龙头企业，在辽宁、陕西、上海培育高端装备产业集群，打造研发、设计、制造、运维一体化产业链。依托“一带一路”，面向中东、北非、中亚等电网薄弱、新能源消纳压力较大的地区，推动压缩空气储能中国标准、技术方案出海，联动工程承包、装备出口与投融资业务，培育国际增长极。

（本文摘编自中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《2026中国压缩空气储能行业发展研究报告》。）