压缩空气储能是一种能够提供大规模、长周期电能存储服务的重要电力储能技术，其基本原理与抽水蓄能相似但相对更灵活。系统以高压空气压力能作为能量储存介质，工作过程可分为储能与释能两个核心环节：储能阶段利用富余的风/光电能或低谷电能驱动压缩机，将电能转化为高压空气压力能并存储于废弃矿井、地下岩洞、废弃油气井或人工储气装置中；释能阶段释放高压空气推动膨胀机做功，将储存的压力能重新转化为机械能或电能。

凭借出色的储能时长、高安全性和长循环寿命等优势，压缩空气储能被视为当前主流储能技术路线中能有效替代抽水蓄能的长时储能解决方案，在电源侧及电网侧的大规模储能应用场景中展现出重要的补充与替代潜力。理论上其装机规模可覆盖数十兆瓦至数百兆瓦区间，在调节能力和性能表现上与中小型抽水蓄能电站不相上下，且在建设周期与运行灵活性方面更具优势。

压缩空气储能产业的崛起是新型电力系统对长时储能需求持续增长的必然产物。在技术层面，随着风电、光伏等新能源发电占比快速提升，电力系统的波动性和间歇性问题日益突出，对大规模、长周期储能的需求从“可选”变为“刚需”。压缩空气储能凭借其单机容量大（百兆瓦级）、储能时长长（4—10小时）、循环寿命长（30年以上）、安全性高（无热失控风险）等优势，成为与抽水蓄能并驾齐驱的长时储能主力技术路线。在经济层面，相比锂电储能，压缩空气储能具有运行成本低、安全性高、循环寿命长等优势，且可利用废弃矿洞等地下空间，土地成本较低。

压缩空气储能作为长时储能的核心技术路线，已纳入国家能源战略顶层设计。2025年，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，提出到2027年新型储能装机规模达到8000万千瓦以上，压缩空气储能作为长时储能主力技术路线获得重点支持。2026年《政府工作报告》提出“完善新型储能市场化发展机制”，国家能源局配套印发《新型储能项目管理规范（2026年修订）》，进一步简化压缩空气储能项目审批流程。地方层面，山东、江苏、安徽、河南等省份出台专项政策，利用废弃矿洞资源建设压缩空气储能电站，给予土地、电价等配套支持。

当前，中国压缩空气储能产业正处于从示范应用迈向规模化与产业化新阶段的关键时期，呈现“技术全球领先、项目加速落地、产业链日趋完善”的蓬勃发展格局。

从企业分布来看，截至2025年5月，中国压缩空气储能相关企业及研究院所总计170余家。安徽、广东、北京、上海相关企业数量位居前列，体现出压缩空气储能产业对创新要素和产业基础的高度依赖——聚集在科研院所密集、技术创新活跃的区域以利用人才与研发平台，同时依托装备制造业发达、产业配套周全的地区以形成完备的区域产业生态。

从技术突破来看，我国在该领域已建立起显著技术优势。2023年，中国科学院工程热物理所和中储国能联合攻关的国际首套300兆瓦级先进压缩空气储能系统膨胀机成功下线，标志着国家示范项目实现重大突破。2024年，山东肥城300兆瓦示范项目投运，系统设计效率达72.1%，具备6小时连续放电能力，年发电量约6亿千瓦时，可满足高峰时段20万至30万户居民用电需求。2025年，中国能建“储能一号”300兆瓦示范工程实现全容量并网，创造了三项全球纪录，实现了关键核心装备与深地空间利用技术100%国产化。

从项目布局来看，中国能建、中国华能、国家电投、中国电建等大型能源央企已就沙戈荒地区、海上风电基地及大型风光储一体化项目全方位布局压缩空气储能项目，随着技术成熟度提升及规模效应呈现，系统设备成本将不断降低，项目投资回报率稳步提升。

压缩空气储能产业链呈现“上游核心设备—中游系统集成—下游储能应用”的三层结构。

上游：核心设备与资源层。 包括空气压缩机、膨胀机/透平、油气换热器、离心压缩机、储气装置（废弃矿井、地下岩洞、人工硐室）等。此环节技术壁垒高，高端膨胀机、大型压缩机等核心设备仍由国内头部企业主导，国产化率已达100%。代表性企业：上海电气、东方电气、陕鼓动力。

中游：系统集成与项目建设层。 包括储能系统集成、电站工程设计、施工建设、项目管理等。中游是产业链关键纽带，负责将上游设备整合为完整储能系统，方案设计能力与工程经验是核心竞争力。代表性企业：中储国能、中国能建、中国电建。

下游：储能运营与应用层。 涵盖电网调峰调频、峰谷套利、备用容量、新能源配储、工商业储能等应用场景。服务对象包括电网公司、发电集团、工商业用户等。随着电力市场化改革深化，压缩空气储能参与电力市场的收益模式逐步成熟。

（一）初始投资成本较高。 压缩空气储能电站建设需要大型储气空间（地下洞穴或人工硐室）和核心设备，百兆瓦级项目初始投资通常在10亿—20亿元量级，高于锂电储能。尽管运行成本低（全生命周期度电成本约0.3-0.5元/kWh），但较高的初始投资门槛制约了项目快速铺开。

（二）地理条件依赖较强。 理想的储气空间（盐穴、废弃矿洞等）分布不均，人工硐室建设成本较高、周期较长。我国盐穴资源主要集中在江苏、安徽、山东等少数省份，限制了项目的选址灵活性。

（三）产业链尚不成熟。 压缩空气储能产业仍处于规模化初期，上游核心设备制造产能有限，中游系统集成商数量较少，缺乏标准化、系列化产品体系，导致项目建设周期较长、成本偏高。

（四）市场化收益机制有待完善。 压缩空气储能参与电力现货市场、辅助服务市场的收益机制尚不健全，部分地区仍未建立容量补偿机制，项目投资回报高度依赖政策支持，商业可持续性面临挑战。

（一）单机容量迈向吉瓦级，系统效率持续提升。吉瓦级压缩空气储能电站已进入规划阶段。随着高温蓄热、超临界压缩等新技术应用，系统效率有望从当前72%提升至75%—80%，度电成本进一步下降。

（二）人工硐室技术突破，突破地理条件限制。 人工硐室型压缩空气储能电站的技术成熟，将大幅降低对天然盐穴等地质条件的依赖。西北地区地形地质条件适宜人工硐室建设，有望成为该技术路线率先大规模应用的区域。

（三）源网荷储一体化，应用场景持续拓展。 压缩空气储能在沙戈荒大基地、海上风电基地、大型风光储一体化项目中的应用快速铺开。同时，其在工业用户侧余热回收利用、分布式能源系统中的耦合应用也成为新方向。

（四）市场化机制完善，商业模式走向成熟。 随着电力现货市场全面铺开、容量补偿机制落地，压缩空气储能可通过峰谷套利、容量租赁、辅助服务等多渠道获取收益，项目经济性将显著改善，吸引更多社会资本进入。

压缩空气储能产业的潜力根植于其在新型电力系统中的刚性需求——风电、光伏装机持续高速增长，对长时储能的需求呈指数级上升。相比锂电储能（适合2—4小时短时储能），压缩空气储能完美匹配4—10小时的长时储能场景，且无资源约束（不受锂、钴等稀缺金属限制）。当前行业正处于从“示范验证”向“规模化商业应用”跨越的关键窗口期。

中国在压缩空气储能领域已建立起全球领先的技术优势和产业基础。随着人工硐室技术突破、系统效率提升、市场化机制完善，压缩空气储能将成为与抽水蓄能并驾齐驱的长时储能主力技术路线，为实现“双碳”目标和构建新型电力系统提供关键支撑。

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