风口词典丨压缩空气储能：往地下千米"存"电的超级充电宝

9月14日，A股低开高走，电力板块逆市走强，豫能控股(001896)涨停、年内涨幅接近150%，闽东电力(000993)拿下4连板。消息面上，江苏常州，世界最大的盐穴压缩空气储能电站刚刚完成一个关键节点。

把电"压"进地下千米

给自行车打气，打气筒会发热。压缩空气储能要做的，就是把这个热量攒下来，把压缩过的空气存起来，等到要用的时候再放出去发电。用电低谷，电网里用不完的电驱动压缩机，把空气压到一百三十多个大气压，注入地下千米深处的盐穴封存；压缩过程产生的热由换热装置回收，存进储热水罐。到了用电高峰，高压空气从盐穴里平稳释放，经过多级透平膨胀做功，带动发电机把电重新发出来。

这套思路并不新鲜。1978年德国亨托夫电站建成世界首座压缩空气储能电站，美国随后也有项目投运，但早期路线属于"补燃式"，空气释放时还要烧天然气加热，运行上更接近一座调峰燃气电厂，清洁性打了折扣。转折发生在中国，中科院工程热物理研究所的团队用二十一年时间攻下"非补燃"技术，把压缩时回收的热能储存起来，放电时拿去加热空气，全程不烧一滴燃料。

两个月前，这项"大规模先进压缩空气储能系统关键技术"获得国家技术发明奖二等奖，是我国压缩空气储能领域的首个国家科学技术奖。技术转化的载体中储国能，由此成为全球极少数能一体化交付整套压缩空气储能系统的公司。

衡量这类技术的核心指标是电电转换效率，也就是放出的电与充进去的电之比。补燃式老路线大约只有五成，非补燃的先进绝热路线则把效率从早期不足一半抬到七成以上，山东肥城300兆瓦示范电站额定设计效率72.1%，江苏淮安2×300兆瓦项目实测约71%，湖北应城300兆瓦项目最高转换效率接近70%。

从参数本身来看：单机规模可以做到300兆瓦级，配套储能时长8小时以上，形成吉瓦时级储能；使用寿命30到40年，远超锂电池储能的10年上下；不依赖稀有金属，原料上没有被卡住的环节；运行全程不涉及易燃易爆化学品，安全边界比电化学储能更清晰。业内普遍把它视作除抽水蓄能之外最成熟的大规模物理储能技术。

世界最大"超级充电宝"整组启动

9月12日，华能金坛2×350兆瓦盐穴压缩空气储能发电二期项目的两台机组完成整组启动，单台容量350兆瓦，总装机700兆瓦，规模居世界盐穴压缩空气储能项目之首。启动在真实储气工况下进行，依托地下千米深的天然盐穴复用一期腔体，全面检验了压缩机、膨胀机、储热换热与控制系统的协同运行，机组振动、温度、压力等关键参数均优于设计值。项目设计储能时长8小时，年充放电约330次，一次可储存280万度电，核心装备国产化率100%。配套的储热系统同样刷新纪录，16个储热水罐单个容纳3500立方米水，总容积56000立方米，相当于22个标准泳池，是亚洲压缩空气领域单体容量最大的储热水罐矩阵，罐内加压把水的沸点从100摄氏度提到180摄氏度。

金坛的示范工程2017年获国家能源局立项，一期60兆瓦机组2021年9月发出第一度电，2022年5月作为世界首座非补燃压缩空气储能电站投入商业运营，至今连续稳定运行超过1500天，累计完成电网调峰960余次、调峰电量超过6.5亿千瓦时。从一期的60兆瓦到二期的700兆瓦，装机放大了十倍以上。

与此同时，标杆项目正在各地铺开。山东肥城300兆瓦先进压缩空气储能国家示范电站由中储国能投资建设，2024年4月首次并网发电，是目前国际在运单机规模最大、单位成本最低的新型压缩空气储能电站，满负荷单次可输出180万度电，国产105兆瓦高速电机"储龙105号"已在站内投用，后续机组正按计划推进并网调试。

今年1月，国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能示范项目全面投产，两套300兆瓦机组、储能容量2400兆瓦时，年发电量7.92亿千瓦时，是目前全球已投产规模最大的压缩空气储能电站。甘肃玉门的300兆瓦级人工硐室电站正在建设中，计划于今年年底前全容量投产，走出了一条没有盐穴也能建站的路。

截至今年一季度，全国在建压缩空气储能总规模已超5吉瓦，筹建规模超过36吉瓦，备案项目接近百个。

长时储能的缺口，正在被填上

压缩空气储能受到关注，背后是新能源的波动性。风电光伏大规模并网后，中午光伏大发、用电又处在低谷，电多到要弃掉；傍晚晚高峰无风无光，电网却很吃紧，中间缺的正是能把几小时的电搬过时间差的长时储能。锂电池储能擅长两小时内的短时调节，成本却随时长线性上升；抽水蓄能适合大规模长时，但选址受地形水源限制，建设周期要6到10年。压缩空气储能卡在两者中间，规模大、时长久、寿命长，建设周期只要1.5到2年，虽然依赖地下空间，选址门槛仍远低于抽蓄。

同时，成本也在往下走。据行业测算，2021年并网的山东肥城10兆瓦项目单位造价约10000元每千瓦，2022年开工的河南平顶山叶县200兆瓦项目降到7500元，业内预计2030年有望进一步降至5000元，与抽水蓄能相当；度电成本则已进入0.2到0.3元的区间。降本靠的是规模化与国产化，目前全国压缩空气储能核心装备国产化率已达100%，单机规模从100兆瓦一路升到350兆瓦，在建的乌兰察布卓资项目一次建成3×350兆瓦、总装机1050兆瓦，单站规模超过此前任何一个已投运项目。

政策更是不断加码。8月，国家发改委、国家能源局印发《石油天然气发展"十五五"规划》，提出充分利用枯竭油气藏、盐穴和管道等地下空间资源，探索建设压缩空气储能等新业态，这是压缩空气储能首次写入油气领域的五年规划。文件看重的是另一种空间：老油田年产量递减率高达10%到15%，枯竭油气藏容积巨大，密封性又经过油气藏形成过程天然检验。据中国石油经济技术研究院测算，全国废弃油藏的储层空间相当于1000个三峡水库，若全部改造为储能电站，可存储相当于10亿千瓦时电的能量。这些油气区与风光基地高度重叠，油田凭现成的井筒、管网和运维队伍，就能从"产黑金"切换到"存绿能"。今年1月，国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，第一次承认储能不只有"充放多少"的电量价值，还有"随时待命"的容量价值，给投资动辄数十亿的长周期资产补上了收益模型里最关键的一块。

核心装备与地下空间

一座压缩空气储能电站的成本里，压缩机约占两成，透平膨胀机约占两成，蓄热换热装置占15%到20%，储气系统占20%到30%，核心装备合计占建设成本的40%到50%，其余为厂房、土地与配套设施。压比和膨胀比都远高于常规燃气轮机，对气动设计、材料强度和系统集成的要求极高，这条链的门槛也就集中在少数玩家手里。

装备端，压缩机和透平膨胀机基本是陕鼓动力(601369)与沈鼓集团的双寡头格局。陕鼓动力2012年起进入这个领域，凭借轴流压缩机的多年积累实现关键卡位，2022年签下湖北应城300兆瓦项目的8台大型空气压缩机组，合同金额2.26亿元，2023年12月又拿下世界首台套300兆瓦人工硐室项目的核心设备订单，其轴流加离心的串联组合方案综合多变效率约90%，还能提供压缩机、电动机、膨胀机同轴的一体化方案。

东方电气(600875)等动力装备龙头在透平与发电机组上的制造能力，同样具备向这条赛道迁移的条件，淮安项目由哈电集团参建，大型动力装备企业在这条链上的位置正在成形。系统集成环节由中储国能主导，公司掌握从核心装备、工程设计到运维的全链条技术，南京江宁的百兆瓦级装备制造基地年底投产，规划年产10台套百兆瓦级系统、年产值不低于30亿元，是目前全球规模最大的压缩空气储能核心装备制造基地，中储国能方面透露公司订单储备约6吉瓦。

地下空间是另一条独立的资源线。盐穴由盐矿采卤后遗留，造腔本身是以年计的慢功夫，传统单井单腔溶解40万立方米固体盐要4到5年，江苏企业苏盐井神(603299)的"连通井盐穴储气库"技术把周期压缩到2年左右，被中国工程院院士杨春和评价为我国深地能源储备领域的重大原创性突破。盘面上，坐拥盐穴资源与储气库技术的苏盐井神，以及布局压缩空气储能项目的豫能控股(001896)、云南能投(002053)，是资金沿这条线索布局的直接落点。

从示范到规模化的订单流

行业的收入模型正从示范期的补贴走向市场化运营。金坛一期60兆瓦电站连续运行1500天，收入来自调峰电量与辅助服务，这段运营记录回答了一个此前难有答案的问题，这类电站能否像常规电源一样可靠服役。肥城300兆瓦电站投运后，当地在20个月内铺开22个储能相关项目、总投资约340亿元。

装备订单的节奏更直接。截至今年上半年，在建项目以湖北应城二期、山东肥城二期、辽宁朝阳、河南平顶山等百兆瓦级盐穴工程为主，单体规模普遍升到300兆瓦、350兆瓦，乌兰察布卓资1050兆瓦、中电建肥城2×300兆瓦等更大体量的项目也在推进。2023年12月国家能源局公示的56个新型储能试点示范项目中，压缩空气储能以11个项目、总规模超2.75吉瓦，按项目数量位居各技术路线第二。中储国能约6吉瓦的订单储备，按单站300兆瓦折算相当于20座电站，装备基地年产10台套的排产，对应的是上游压缩机组、换热装置和储热球罐的持续采购。机构测算，压缩空气储能在新增储能中的渗透率有望从2022至2025年的10%左右升到2026至2030年的23%，2030年累计装机或达43吉瓦以上，对应数千亿元级别的设备与工程市场。

地下千米的盐穴本是采盐剩下的空洞，如今成了电网的蓄水池。新能源的波动成为常态之后，谁能把这些波动平稳接住，谁就在电网里多占一分位置。压缩空气储能用二十一年走完从论文到工程的路，接下来要跑的，是机制与规模。