《2026中国压缩空气储能行业发展研究报告》正式发布

近日，世界储能大会在福建宁德召开。大会正式发布《2026中国压缩空气储能行业发展研究报告》（以下简称“报告”）。

报告作为中国化学与物理电源行业协会年度系列研究成果之一，已经连续3年发布，其内容和专业性受到业内广泛关注。本次发布报告得到华赛能源科技股份有限公司、中储国能（北京）技术有限公司、中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司等单位大力支持。报告对当前政策、市场、标准、技术、经济性分析、安全保障、典型案例、产业链企业 等多个方面进行了系统分析总结，并对未来市场发展机遇及规模进行预判。

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。

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，电网侧项目包括国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能项目、湖北应城压缩空气储能电站示范工程、内蒙古化德三峡能源压缩空气储能电站项目、张家口先进压缩空气储能国家示范电站、大唐中宁压缩空气储能项目、江苏金坛盐穴压缩空气储能（一期）、山东肥城盐穴先进压缩空气储能国家示范电站、贵州毕节装置储气先进压缩空气储能系统和安徽芜湖压缩空气储能示范项目，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）。

用户侧项目包括河北省“揭榜挂帅”项目液态空气储能示范项目、国网江苏同里液态空气储能示范项目和廊坊超临界压缩空气储能示范项目，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（华能、大唐、三峡）和地方国企（国信集团）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。此外，大唐集团、三峡集团各新增一个并网项目，规模分别为100MW/400MWh、60MW/240MWh。

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，已披露投资金额超265亿元。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3个项目，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）地区新增一个项目，规模为0.3GW/1.8GWh。

分析项目业主，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，在项目数量上占优，但在单体规模上不及中铁建和深能集团。

从项目储能时长来看，4小时项目有4个，5—6小时的项目有4个，项目平均储能时长为4.94小时，体现了压缩空气储能的长时储能定位。从细分技术路线来看，采用人工硐室储气方式的有7个，盐穴方式的有1个。

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，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，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定位。

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“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国科学院技术为核心，体现了国家级科研机构在液态空气储能领域的引领作用。

尽管当前中国压缩空气储能已取得跨越式进步，多达300MW项目落地，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，是当前限制较大的短板。补燃式传统压缩空气储能效率42%—55%，先进绝热压缩空气储能（当前商业化主线）效率提高明显，如金坛一期项目效率70.4%、山东肥城项目效率72%、河南信阳项目效率72.1%。当前，压缩空气储能的电-电转换效率面临天花板，与锂电储能85%—90%仍有较大差距。

同时，在响应时间方面，压缩空气储能响应3—9分钟到100%负荷，这意味着在AGC一次调频，高频功率型辅助服务方面，压缩空气储能无法与秒级相应的锂电储能竞争。当然，实际产业的解决方案是“压缩空气储能+锂电”混合储能，让锂电应对短时调频、压缩空气应对长时调峰，但这增加系统复杂度与额外投资。

此外，随着压缩空气储能系统规模不断增大，尤其在300MW级大型化之后，设备要求更高、系统集成难度更大。例如，金坛二期从60MW跳到700MW，单小时压气量从270吨跳到1340吨，压缩端被迫从单线串联改成“双线四段”，透平端上350MW四段长袖每一档量级跃升，都不是简单等比放大，而是系统集成需要解决的关键问题。目前，虽然300MW级大排量、高压力、高效率压缩机国内已攻克关键难题，但串联、并联是否可行仍然存在较大变数。

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0.2—0.4元/kWh，很多是充电按零成本测算（用弃风弃光），同时，在项目寿命30—40年基础上预测的，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，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3X350MW项目在花岗岩里挖建63.9万立方米、运行压力为9.6—17MPa的人工硐室；乌兰察布卓资3X350MW项目在地下超百米岩层挖近百万立方米。人工硐室的技术门槛在于支护、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，商业闭环仍需破晓

当前压缩空气储能项目收益仍高度依赖政策补贴、容量补偿与容量租赁，纯市场化商业模式尚处在探索阶段。随着电力现货市场峰谷价差波动较大，4—8小时长时压缩空气储能仅依靠峰谷套利的盈利模型回报率偏低；多数省份峰谷价差不足0.8元/kWh。同时受自身运行特性约束，压缩空气储能单日通常仅可完成一轮充放电循环。

目前，压缩空气储能应用场景大多与锂电重叠，部分场景竞争优势不明显。例如，在参与调频等辅助服务市场时，相较锂电储能项目响应较慢。但压缩空气储能在百兆瓦级+4h以上+电网侧/新能源基地配套等应用场景，具有真正比较优势，但这些应用场景的收益过于依赖容量电价和输配电价，且资产规模大、投资周期长，社会资本观望情绪浓，目前主要央企国企在重点参与。

5.行业标准仍需不断补充，产业链配套有待进一步完善

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。

为推动压缩空气储能产业在“十五五”时期从“政策驱动”真正走向“市场驱动”，从“产业导入期”迈入“产业成熟期”，报告提出以下发展建议：

一是建议积极引导技术迭代与工程验证，提高系统效率、攻克大型化系统难题。尽管当前300MW级项目已落地，但在系统效率、关键部件性能等方面仍存在明显短板，且向吉瓦级跨越面临巨大的工程不确定性。建议设立国家级专项课题，重点研发超临界压缩空气储能技术，突破当前系统效率瓶颈。优化关键动设备性能，针对压缩机和膨胀机这两大关键设备，开展全工况、宽负荷范围内的气动热力学研究。重点解决低负荷或部分负荷下的效率骤降问题，提升设备在电网频繁波动环境下的适应性，确保全生命周期内的平均效率而非仅额定点的效率达标。针对压缩空气储能响应时间（3—9 分钟）远慢于锂电（毫秒级）的现状，建议积极鼓励引导行业突破系统秒级响应瓶颈，适应新型电力系统需求，力争将响应时间压缩至秒级，以满足一次调频等功率型辅助服务的准入门槛。引导推广“混合储能”标准化配置， 鼓励“压缩空气 + 电化学”的混合储能站建设。制定混合储能系统的协调控制标准，明确由锂电承担高频次、小容量的调频任务，压缩空气储能承担长时段、大容量的调峰任务，形成“短长结合、动静互补”的优化解，避免单纯追求单一技术的全能性。

二是建议不断完善压缩空气储能行业标准，出台产业链配套发展相关行业政策，为产业快速发展夯实基础。目前行业标准滞后于项目建设速度，亟须补齐短板。建议将大型压缩空气储能基地（尤其是人工硐室选址）纳入国家和省级国土空间规划体系，提前规避生态保护红线、矿产压覆等限制性因素。建议构建全方位的标准体系，填补标准空白，特别是针对300MW及以上大型项目，建议制定专门的消防安全标准和环境监测标准。建立国家级的压缩空气储 能设备检测中心，对核心装备进行第三方强制性检测和认证，杜绝劣质设备进入市场，保障产业高质量发展。

三是建议行业综合考虑资源保障与成本管控，因地制宜推动项目落地。资源禀赋和经济性是制约产业大规模复制的关键因素。特别是盐穴资源的地理局限性及人工硐室的高昂造价，亟须通过技术创新和模式创新来破解。鼓励各地项目实施差异化布局，在东部负荷中心和中东部盐矿区，充分利用盐穴资源建设压缩空气储能项目；在西部新能源大基地，重点采用人工硐室等方案，杜绝各地不顾资源条件的一哄而上。积极鼓励行业攻克硬岩人工硐室核心技术，解决“三北”地区（内蒙古、甘肃、新疆）缺乏盐穴但风光资源丰富的矛盾，降低每立方米的建造成本，使其逐步接近盐穴的经济性水平。

四是建议引导社会资本积极探索商业模式，激活市场活力跑通盈利模式。当前压缩空气储能的盈利模式过于依赖容量补偿和政策补贴，市场化运营能力尚弱。建议不断完善电力市场机制和挖掘技术独特价值来实现商业闭环。建议各地进一步完善容量电价机制，出台针对4小时以上长时储能的独立容量电价政策，保障压缩空气储能项目基本收益。建议在电力市场规则修订中，增设“转动惯量支撑服务”等新品种，并给予合理定价。在当前高比例新能源接入下，奖励提供系统转动惯量的电源或储能项目。积极探索更多收益方式，例如探索“绿电+储能+制氢”耦合项目，利用压缩空气储能的大容量调节能力，平抑风光波动，为电解水制氢提供稳定的电源，通过销售绿氢及其衍生品（绿氨、绿醇）增加综合收益，对冲单一电力市场的波动风险。

五是建议积极引导产业链协同发展，积极参与国际布局打造中国制造新名片。当前，虽然主机设备国产化率高，但部分高端轴承、耐高温高压密封件仍依赖进口，建议不断提升产业链供应链韧性，通过“揭榜挂帅”等方式，组织上下游企业开展联合攻关，实现关键设备100%自主可控。建议积极培育打造产业集群，依托沈鼓、陕鼓、上海电气等龙头企业，在辽宁、陕西、上海等地打造压缩空气储能高端装备制造产业集群，形成集研发、设计、制造、服务于一体的一体化产业链。同时，建议行业推动中国标准“走出去”，随着共建“一带一路”倡议的推进，许多共建“一带一路”倡议国家同样面临电网薄弱和新能源消纳问题。建议积极探索输出压缩空气储能的“中国方案”和“中国标准”，将工程建设、设备出口与投融资相结合，培育新的国际业务增长点。

来源：仲新源