9月14日，A股低開高走，電力板塊逆市走強，豫能控股(001896)漲停、年內漲幅接近150%，閩東電力(000993)拿下4連板。消息面上，江蘇常州，世界最大的鹽穴壓縮空氣儲能電站剛剛完成一個關鍵節點。

把電"壓"進地下千米

給自行車打氣，打氣筒會發熱。壓縮空氣儲能要做的，就是把這個熱量攢下來，把壓縮過的空氣存起來，等到要用的時候再放出去發電。用電低谷，電網里用不完的電驅動壓縮機，把空氣壓到一百三十多個大氣壓，注入地下千米深處的鹽穴封存;壓縮過程產生的熱由換熱裝置回收，存進儲熱水罐。到了用電高峰，高壓空氣從鹽穴里平穩釋放，經過多級透平膨脹做功，帶動發電機把電重新發出來。

這套思路并不新鮮。1978年德國亨托夫電站建成世界首座壓縮空氣儲能電站，美國隨后也有項目投運，但早期路線屬于"補燃式"，空氣釋放時還要燒天然氣加熱，運行上更接近一座調峰燃氣電廠，清潔性打了折扣。轉折發生在中國，中科院工程熱物理研究所的團隊用二十一年時間攻下"非補燃"技術，把壓縮時回收的熱能儲存起來，放電時拿去加熱空氣，全程不燒一滴燃料。

兩個月前，這項"大規模先進壓縮空氣儲能系統關鍵技術"獲得國家技術發明獎二等獎，是我國壓縮空氣儲能領域的首個國家科學技術獎。技術轉化的載體中儲國能，由此成為全球極少數能一體化交付整套壓縮空氣儲能系統的公司。

衡量這類技術的核心指標是電電轉換效率，也就是放出的電與充進去的電之比。補燃式老路線大約只有五成，非補燃的先進絕熱路線則把效率從早期不足一半抬到七成以上，山東肥城300兆瓦示范電站額定設計效率72.1%，江蘇淮安2×300兆瓦項目實測約71%，湖北應城300兆瓦項目最高轉換效率接近70%。

從參數本身來看：單機規模可以做到300兆瓦級，配套儲能時長8小時以上，形成吉瓦時級儲能;使用壽命30到40年，遠超鋰電池儲能的10年上下;不依賴稀有金屬，原料上沒有被卡住的環節;運行全程不涉及易燃易爆化學品，安全邊界比電化學儲能更清晰。業內普遍把它視作除抽水蓄能之外最成熟的大規模物理儲能技術。

世界最大"超級充電寶"整組啟動

9月12日，華能金壇2×350兆瓦鹽穴壓縮空氣儲能發電二期項目的兩臺機組完成整組啟動，單臺容量350兆瓦，總裝機700兆瓦，規模居世界鹽穴壓縮空氣儲能項目之首。啟動在真實儲氣工況下進行，依托地下千米深的天然鹽穴復用一期腔體，全面檢驗了壓縮機、膨脹機、儲熱換熱與控制系統的協同運行，機組振動、溫度、壓力等關鍵參數均優于設計值。項目設計儲能時長8小時，年充放電約330次，一次可儲存280萬度電，核心裝備國產化率100%。配套的儲熱系統同樣刷新紀錄，16個儲熱水罐單個容納3500立方米水，總容積56000立方米，相當于22個標準泳池，是亞洲壓縮空氣領域單體容量最大的儲熱水罐矩陣，罐內加壓把水的沸點從100攝氏度提到180攝氏度。

金壇的示范工程2017年獲國家能源局立項，一期60兆瓦機組2021年9月發出第一度電，2022年5月作為世界首座非補燃壓縮空氣儲能電站投入商業運營，至今連續穩定運行超過1500天，累計完成電網調峰960余次、調峰電量超過6.5億千瓦時。從一期的60兆瓦到二期的700兆瓦，裝機放大了十倍以上。

與此同時，標桿項目正在各地鋪開。山東肥城300兆瓦先進壓縮空氣儲能國家示范電站由中儲國能投資建設，2024年4月首次并網發電，是目前國際在運單機規模最大、單位成本最低的新型壓縮空氣儲能電站，滿負荷單次可輸出180萬度電，國產105兆瓦高速電機"儲龍105號"已在站內投用，后續機組正按計劃推進并網調試。

今年1月，國信蘇鹽淮安鹽穴壓縮空氣儲能示范項目全面投產，兩套300兆瓦機組、儲能容量2400兆瓦時，年發電量7.92億千瓦時，是目前全球已投產規模最大的壓縮空氣儲能電站。甘肅玉門的300兆瓦級人工硐室電站正在建設中，計劃于今年年底前全容量投產，走出了一條沒有鹽穴也能建站的路。

截至今年一季度，全國在建壓縮空氣儲能總規模已超5吉瓦，籌建規模超過36吉瓦，備案項目接近百個。

長時儲能的缺口，正在被填上

壓縮空氣儲能受到關注，背后是新能源的波動性。風電光伏大規模并網后，中午光伏大發、用電又處在低谷，電多到要棄掉;傍晚晚高峰無風無光，電網卻很吃緊，中間缺的正是能把幾小時的電搬過時間差的長時儲能。鋰電池儲能擅長兩小時內的短時調節，成本卻隨時長線性上升;抽水蓄能適合大規模長時，但選址受地形水源限制，建設周期要6到10年。壓縮空氣儲能卡在兩者中間，規模大、時長久、壽命長，建設周期只要1.5到2年，雖然依賴地下空間，選址門檻仍遠低于抽蓄。

同時，成本也在往下走。據行業測算，2021年并網的山東肥城10兆瓦項目單位造價約10000元每千瓦，2022年開工的河南平頂山葉縣200兆瓦項目降到7500元，業內預計2030年有望進一步降至5000元，與抽水蓄能相當;度電成本則已進入0.2到0.3元的區間。降本靠的是規模化與國產化，目前全國壓縮空氣儲能核心裝備國產化率已達100%，單機規模從100兆瓦一路升到350兆瓦，在建的烏蘭察布卓資項目一次建成3×350兆瓦、總裝機1050兆瓦，單站規模超過此前任何一個已投運項目。

政策更是不斷加碼。8月，國家發改委、國家能源局印發《石油天然氣發展"十五五"規劃》，提出充分利用枯竭油氣藏、鹽穴和管道等地下空間資源，探索建設壓縮空氣儲能等新業態，這是壓縮空氣儲能首次寫入油氣領域的五年規劃。文件看重的是另一種空間：老油田年產量遞減率高達10%到15%，枯竭油氣藏容積巨大，密封性又經過油氣藏形成過程天然檢驗。據中國石油經濟技術研究院測算，全國廢棄油藏的儲層空間相當于1000個三峽水庫，若全部改造為儲能電站，可存儲相當于10億千瓦時電的能量。這些油氣區與風光基地高度重疊，油田憑現成的井筒、管網和運維隊伍，就能從"產黑金"切換到"存綠能"。今年1月，國家層面建立電網側獨立新型儲能容量電價機制，第一次承認儲能不只有"充放多少"的電量價值，還有"隨時待命"的容量價值，給投資動輒數十億的長周期資產補上了收益模型里最關鍵的一塊。

核心裝備與地下空間

一座壓縮空氣儲能電站的成本里，壓縮機約占兩成，透平膨脹機約占兩成，蓄熱換熱裝置占15%到20%，儲氣系統占20%到30%，核心裝備合計占建設成本的40%到50%，其余為廠房、土地與配套設施。壓比和膨脹比都遠高于常規燃氣輪機，對氣動設計、材料強度和系統集成的要求極高，這條鏈的門檻也就集中在少數玩家手里。

裝備端，壓縮機和透平膨脹機基本是陜鼓動力(601369)與沈鼓集團的雙寡頭格局。陜鼓動力2012年起進入這個領域，憑借軸流壓縮機的多年積累實現關鍵卡位，2022年簽下湖北應城300兆瓦項目的8臺大型空氣壓縮機組，合同金額2.26億元，2023年12月又拿下世界首臺套300兆瓦人工硐室項目的核心設備訂單，其軸流加離心的串聯組合方案綜合多變效率約90%，還能提供壓縮機、電動機、膨脹機同軸的一體化方案。

東方電氣(600875)等動力裝備龍頭在透平與發電機組上的制造能力，同樣具備向這條賽道遷移的條件，淮安項目由哈電集團參建，大型動力裝備企業在這條鏈上的位置正在成形。系統集成環節由中儲國能主導，公司掌握從核心裝備、工程設計到運維的全鏈條技術，南京江寧的百兆瓦級裝備制造基地年底投產，規劃年產10臺套百兆瓦級系統、年產值不低于30億元，是目前全球規模最大的壓縮空氣儲能核心裝備制造基地，中儲國能方面透露公司訂單儲備約6吉瓦。

地下空間是另一條獨立的資源線。鹽穴由鹽礦采鹵后遺留，造腔本身是以年計的慢功夫，傳統單井單腔溶解40萬立方米固體鹽要4到5年，江蘇企業蘇鹽井神(603299)的"連通井鹽穴儲氣庫"技術把周期壓縮到2年左右，被中國工程院院士楊春和評價為我國深地能源儲備領域的重大原創性突破。盤面上，坐擁鹽穴資源與儲氣庫技術的蘇鹽井神，以及布局壓縮空氣儲能項目的豫能控股(001896)、云南能投(002053)，是資金沿這條線索布局的直接落點。

從示范到規模化的訂單流

行業的收入模型正從示范期的補貼走向市場化運營。金壇一期60兆瓦電站連續運行1500天，收入來自調峰電量與輔助服務，這段運營記錄回答了一個此前難有答案的問題，這類電站能否像常規電源一樣可靠服役。肥城300兆瓦電站投運后，當地在20個月內鋪開22個儲能相關項目、總投資約340億元。

裝備訂單的節奏更直接。截至今年上半年，在建項目以湖北應城二期、山東肥城二期、遼寧朝陽、河南平頂山等百兆瓦級鹽穴工程為主，單體規模普遍升到300兆瓦、350兆瓦，烏蘭察布卓資1050兆瓦、中電建肥城2×300兆瓦等更大體量的項目也在推進。2023年12月國家能源局公示的56個新型儲能試點示范項目中，壓縮空氣儲能以11個項目、總規模超2.75吉瓦，按項目數量位居各技術路線第二。中儲國能約6吉瓦的訂單儲備，按單站300兆瓦折算相當于20座電站，裝備基地年產10臺套的排產，對應的是上游壓縮機組、換熱裝置和儲熱球罐的持續采購。機構測算，壓縮空氣儲能在新增儲能中的滲透率有望從2022至2025年的10%左右升到2026至2030年的23%，2030年累計裝機或達43吉瓦以上，對應數千億元級別的設備與工程市場。

地下千米的鹽穴本是采鹽剩下的空洞，如今成了電網的蓄水池。新能源的波動成為常態之后，誰能把這些波動平穩接住，誰就在電網里多占一分位置。壓縮空氣儲能用二十一年走完從論文到工程的路，接下來要跑的，是機制與規模。