新能源开发带动压缩空气储能行业需求 政策支持及降本增效加快国内商业化进程

一、可再生等新能源大规模开发带动压缩空气储能市场需求，至23年全球累计装机容量已超250MW

压缩空气储能（Compressed-Air Energy Storage, CAES ）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。

根据观研报告网发布的《中国压缩空气储能行业发展现状调研与投资前景预测报告（2025-2032年）》显示，在全球能源转型的大背景下，可再生能源的大规模开发与利用已成为应对气候变化、保障能源安全的关键举措。风能、太阳能等可再生能源虽具有清洁、可持续的显著优势，但其发电受自然条件制约，存在间歇性与不稳定性，这给电力系统的稳定运行带来了巨大挑战。例如，风力发电依赖风速，风速不稳定导致发电量波动大；太阳能发电受昼夜、天气影响，无法实现全天候持续供电。

储能技术作为解决可再生能源消纳问题的核心手段，能够在电力供应过剩时储存能量，在电力短缺时释放能量，有效平抑可再生能源发电的波动，提升电力系统的稳定性与可靠性。而压缩空气储能容量大、储能时间长、建设时间短等优势突出，可缓解新能源“随机性、间歇性、波动性”问题，成为极具发展潜力的大规模储能技术之一。

压缩空气储能和其他储能对比

资料来源：观研天下整理

根据数据，2023年全球压缩空气储能累计装机容量已达到约253MW。其中，国外已建成的项目有16个，总装机容量为238MW，占比94.07；而国内方面，已有7个示范项目成功并网，装机规模达到15MW，约占全球的5.93%。

数据来源：观研天下数据中心整理

二、在政策大力支持及持续降本增效下，我国压缩空气储能签约项目井喷，商业化进程加快

海外市场压缩空气储能累计装机容量较大，主要由于其具备先发优势：

德国Huntorf压缩空气储能电站是全球首座投入商业运行的压缩空气储能电站，自1978年服役以来，一直稳定运行。其机组压缩机组功率为60MW，释能输出功率为290MW，是目前世界上最大容量的压缩空气储能电站之一。美国McIntosh压缩空气储能电站于1991年投入商业运行，在德国Huntorf储能电站的基础上增加了膨胀机排气余热再利用系统，提高了系统的热效率。其压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW，储气洞穴在地下450m，总容积为56万m³。除德国和美国外，其他国家也积极开展压缩空气储能电站的示范工程建设。如日本在北海道空知郡建成了膨胀机输出功率为2MW的压缩空气储能示范工程，储气压力为8Mpa；加拿大能源商Hydrostor公司将南澳大利亚州的一处废弃锌矿洞穴改造为地下储气洞穴，依托此洞穴建设了容量为5MW/10MWh的压缩空气储能示范电站。

与海外相比，我国压缩空气储能行业起步较晚，但近年来商业化进程有所加快。2024年，国内压缩空气储能项目签约井喷，达6.8GW，同比增长 21%。目前处于设备招采/在建/投运等实际进展的压缩空气储能项目共 27 个，总规模 6.0GW，处于签约/可研等前期阶段的项目 18 个，总规模 9.3GW，这些项目有望逐步落地。

我国压缩空气储能项目（不完全统计）

资料来源：观研天下整理

分析来看，我国压缩空气储能行业主要受以下因素驱动：

一方面，政策大力支持“新能源+配储”模式。为了解决新能源发电的时空错配问题，2022 年以来，27 个省（区/市）先后发布了相关配储政策，对配储时间和比例进行限定，配储比例达到装机规模的 10%至 30%，时长 1-4 个小时不等。2024 年以来，已有内蒙古、山西、河北、山东、安徽、湖北、广西等 7 个省份、31 个地区公布了超 87.57GW 新能源项目指标。

2024年以来新能源配储政策(不完全统计)

资料来源：观研天下整理

另一方面，随产业链规模效应提升，压缩空气储能不断降本增效。2014年国内投运的非补燃压缩空气示范项目芜湖电站装机量为 500KW，投资成本高达 60 元/W；2021 年国内投运的肥城一期电站装机量达到 10MW，投资成本降至 10 元/W；2024 年山东肥城国际首套 300MW 先进压缩空气储能国家示范电站，投资成本约 5 元/W，项目单位造价进一步下降。此外，压气储能项目的能量转换效率也已逐步接近抽水蓄能项目。根据资料，大多数抽水蓄能电站的综合效率在 75-80%，而河北张家口 100MW、山东肥城300MW、湖北应城 300MW 等压缩空气储能项目的能量转换效率已达到 70%或更高。

国内压缩空气储能项目转换效率

资料来源：观研天下整理（zlj）