文 | 华夏能源网
压缩空气储能迎来新一波投建潮。
华夏能源网获悉，近日，云南能投（SZ：002053）发布公告称，公司全资子公司安宁云能投储能科技有限公司（以下简称 " 安宁储能公司 "）拟斥资 18.72 亿元投建昆明安宁 350MW 压缩空气储能示范项目（以下简称 " 安宁压缩空气储能项目 "）。
公告称，根据可行性研究报告测算，该项目资本金税后内部收益率为 5.5%，投资回收期为 17.91 年。云南能投称，为满足该项目的资金需求，公司拟以自有资金对安宁储能公司增资 3.72 亿元，并匹配项目进展分批注资。
值得注意的是，今年 7 月，云南省能源局披露，" 截至 2025 年 6 月底，全省投产并网新型储能技术路线全部为磷酸铁锂……技术路线较为单一。为考虑集中共享新型储能多元化，短时与长时结合发展，下一步集中共享储能项目鼓励以全钒液流、压缩空气储能等长时储能为主 "（参见华夏能源网此前报道《云南叫停磷酸铁锂储能电站：混合储能的大机会来啦？》）。
云南能投的安宁压缩空气储能项目，正是在磷酸铁锂被 " 点刹 " 的背景下应运而生的。
华夏能源网还注意到，在全国范围内，压缩空气储能正迎来一波投建热潮。仅在 10 月下半月，除了云南能投项目外，还有 3 个压缩空气储能项目进入实施阶段或正式开工。
压缩空气储能，是否真的等来了大发展的 " 春天 "？
投建热潮正在来临
安宁压缩空气储能项目用昆明盐矿退役盐穴腔体作为储能载体，建设规模达 350MW/1750MWh。该项目还采用非补燃式工艺，充电时长 8 小时，额定发电时长 5 小时，预计年利用小时数不低于 1300 小时，建设总工期 18 个月。
据介绍，该项目建成后将成为云南省首个大型电网侧储能项目、西南地区首个大型压缩空气储能示范项目，可满足云南省内电网调峰、新能源大规模并网及消纳需求，提升电网运行的安全稳定性。该项目已列入云南省第一批新型储能示范项目清单，为清单中容量最大和发电小时数最长项目。
压缩空气储能，是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，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。该技术被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一，诞生于 20 世纪 50 年代，在国外已形成了规模化商业运营。
国内压缩空气储能技术起步虽晚，但增长势头迅猛。据不完全统计，2024 年，国内新签约的压缩空气储能项目规模达 6.8GW，同比增长 21%；截至今年 5 月底，国内已投运的压缩空气储能项目共 13 个，累计装机接近 1000MW。
今年以来，压缩空气储能正迎来一波新的投建热潮，仅在 10 月后半个月，就有多个大型压缩空气储能项目取得关键进展。
10 月 16 日，由中国能建研发投资建设的乌鲁木齐达坂城 350MW 人工硐室型压缩空气储能工程通过可研评审，标志着新疆首个商业化大型长时独立储能工程正式迈入实施阶段。
同日，陕西省铜川市耀州区 350MW /1400MWh 压缩空气储能电站正式开工。这是世界首例在石灰岩地层选址，世界首台大罐式 350MW 级人工硐室压缩空气储能电站项目。
10 月 20 日，中铁建发展集团投资建设的内蒙古乌兰察布 105 万 kW/630 万 kWh 压缩空气储能项目地下硐室工程核心技术方案通过专业评审，标志着这个全球总装机规模最大的压缩空气储能项目进入全面实施阶段。
火爆原因何在？
为何近期压缩空气储能如此火热？最重要的原因，是市场对长时储能的需求越来越大。
国家能源局数据显示，截至今年 6 月底，国内新型储能累计装机平均储能时长 2.3 小时。而在今年上半年，全国新型储能新增装机项目平均储能时长约 2.6 小时。平均储能时长上 " 新增装机 " 比 " 累计装机 " 多了 0.3 小时，新型储能项目的储能时长延长趋势明显。
另外，2023 年 6 月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称 "《蓝皮书》"）曾对储能发展提出三步走的战略，后两步以长时储能为发展重点。
《蓝皮书》明确，在 2030 年之前，以压缩空气储能、电化学储能、热（冷）储能、火电机组抽汽蓄能等多种新型储能技术路线并存，重点满足系统日内平衡调节需求；2030 — 2045 年，以机械储能、热储能、氢能等为代表的 10 小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节；2045 — 2060 年，基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能技术在容量、成本、效率等多方面取得重大突破，从不同时间和空间尺度上满足大规模可再生能源调节和存储需求。
从地方储能政策亦可看出这一趋势。例如，去年 12 月山东发布《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》的通知，明确提出：支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照核准容量的 2 倍计算储能容量。
在当前的储能技术路线中，抽水蓄能理论储能时间最长，可以达到 8 — 10 小时甚至更长；锂电池储能普遍在 2 小时以内，近期随着大容量电芯的使用，部分也可达到 6 小时储能时长；压缩空气储能目前的项目在 6 — 8 小时，少数能达到 10 小时；液流电池普遍在 6 小时左右。
虽然抽水蓄能理论储能时间最长，但选址极为严苛，且投资大、周期长。相对来看，压缩空气储能时间长，并且对硬性条件要求较低，方向明确、前景广阔，因而日渐受到青睐。
何时能挑起大梁？
虽然行业内对前景极为看好，但压缩空气储能技术要想挑起 " 大梁 "，还需要解决几个关键问题。华夏能源网分析认为，主要有以下两点：
首先，随着新能源全量入市政策的推进，压缩空气储能必须解决经济性问题。
此前，制约锂电池、压缩空气储能、液流电池等新型储能发展的重要因素，就是成本和收益难题。近两年来，由于碳酸锂等原材料价格的下滑，锂电池储能率先大幅度降低了度电成本，迎来了大规模发展时代。相比之下，其他新型储能技术降本相对滞后。
不过，近两年来压缩空气储能的经济性有了大幅提升。例如，云南能投在公告中提到，根据可行性研究报告测算，安宁压缩空气储能项目资本金税后内部收益率为 5.5%，投资回收期为 17.91 年。
5.5% 的内部收益率是什么水平呢？去年 7 月，湖北能源（SZ：000883）披露，抽水蓄能项目经营期为 40 年，经营期内资本金内部收益率为 6.5%。今年，南网储能（SH：600995）在半年报中披露，公司当前投运的新型储能站资本金内部收益率约为 5%，收益相对可靠稳定。
对比可知，云南能投的压缩空气储能项目已经具备了商业投资价值。压缩空气储能已经迈过了大规模商业化发展的门槛。
其次，地理条件制约着压缩空气储能大发展，需要技术突破地理限制。
存储空气的空间主要分为天然洞穴和人工硐室两类，由于人工开凿会加大成本，所以行业多倾向于寻找天然洞穴。目前，压缩空气储能项目多以废弃的盐穴为主，如已经实现商业化的江苏金坛压缩空气储能项目、全球规模最大的压缩空气储能电站山东肥城 660MW 先进压缩空气储能示范电站项目，均采用的是废弃盐穴。
值得一提的是，如今，压缩空气储能的选址已经不限于废弃盐穴了。日前在泰安举行的 2025 新型储能泰山发展大会暨储能产业与技术展览会上，胜利油田对外展示了利用废弃的油气田建设压缩空气储能的油气藏压缩空气储能技术。如果胜利油田这一技术成熟并得到推广，或许将进一步推动压缩空气储能的商业化发展。
中国只用了 2 年，便完成了《蓝皮书》规划的要 7 年完成的任务。随着技术进步，可能要不了多久，经济性和选址问题将不再是困扰压缩空气储能的问题，行业爆发性增长的临界点随时就会到来。
