数字储能网讯：在双碳目标大背景下，我国新能源装机规模稳步增长，随着新能源渗透率快速提升，发电随机性、波动性、季节不均衡性等问题带动了长时储能需求。

2025年以来，《2025年能源工作指导意见》《新型储能制造业高质量发展行动方案》新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》等一些列政策文件将长时储能定位为新型电力系统建设的关键支柱，置于构建新型能源体系中的核心地位，为长时储能的发展筑牢“政策之基”。

其中，压缩空气储能凭借大容量、长寿命、零污染的核心优势，成为长时储能领域核心技术路线之一，近两年，在国家政策和各地项目示范引领下进入到规模化发展新阶段。

图为AI生成

84.2GWh项目签约、开工、并网、备案

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1-10月，签约、开工、并网的压缩空气储能项目共17个，规模达6.46GW/31.39GWh，其中，内蒙古项目最多，共四个，容量规模达超11GWh，其次是山东、江苏，均为两个项目，容量规模分别为5.8GWh、5.2GWh。

1-10月，备案的压缩空气储能项目共29个，规模共计10.99GW/52.83GWh其中，山东的项目最多，共7个，容量规模14.22GWh，其次为江苏，共4个项目（未公布容量规模）。

另外，江西、河南均备案了3个项目，河南省公布的项目容量规模为5.46GWh。

一个明显的特征是，无论是签约、开工、并网的项目，还是备案项目，压缩空气功率、容量规模持续“向大”，功率方面，350MV项目成主流，容量方面，GWh项目共28个，占比近61%。

签约、开工、并网的大容量压缩空气储能项目包括，1月，世界首座300兆瓦级压缩空气储能电站--湖北应城300兆瓦级压缩空气储能示范工程全容量并网，创造了单机功率储能规模和转换效率三项世界纪录，是我国研发设计的具有完整自主知识产权的压缩空气储能创新成果。

4月，中建三局绿色产业投资有限公司与山东鲁北高新技术开发区管委会就海丰集团主导的“山东无棣300MW/4000MWh新型压缩二氧化碳熔盐储能绿色蒸汽示范项目”签约，项目投资28亿元。

6月，内蒙古相继开工规模共计10.5GWh的压缩空气储能项目，包括总投资92.67亿元的内蒙古卓资县1.05GW/6.3GWh压缩空气储能项目以及锡林郭勒西乌珠穆沁旗电网侧1.05GW/4.2GWh压缩空气储能示范项目也举行开工仪式。

7月，国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能项目1号机组并网发电，总投资约37亿元，计划建设两套300兆瓦压缩空气储能系统，依托国信集团在熔盐储能领域的技术积淀，并联合沈鼓集团进行自主研发，采用全球首创的熔融盐+带压热媒水储热的非补燃“高温绝热压缩”技术路线，实现核心设备全国产化。

该项目是全球单机规模最大的压缩空气储能项目之一，也是江苏首个300兆瓦压缩空气储能项目。

9月，国内最大容量压缩空气储能电站华能金坛盐穴压缩空气储能发电二期项目在江苏常州成功送电，项目规划建设两套350兆瓦非补燃式压缩空气储能机组，作为江苏省目前重大项目，突破了“卡脖子”技术壁垒，研发制造世界先进的空气透平和压缩机组，并实现核心设备的100%国产化。

备案项目中，大容量压缩空气储能项目有：中电建肥城2×660MW/3960MWh盐穴压缩空气储能电站、锡林郭勒西乌珠穆沁旗1050MW/4200MWh电网侧压缩空气储能项目、日照市岚山区2x300MW/1800MWh压缩空气储能电站项目、乌兰察布卓资县1050MW/6300MWh压缩空气储能项目、安徽省明光市700MW/4200MWh压缩空气储能项目、安徽省旌德县350MW/2100MWh压缩空气储能项目、秦皇岛抚宁区1400MW/8400MWh独立压储空气储能项目、河南驻马店660MW/3960MWh先进压缩空气储能电站项目。

值得关注的是，山东4GWh新型压缩二氧化碳熔盐储能绿色蒸汽示范项目签约，标志着二氧化碳储能项目在容量规模上实现了大幅度跃升。

作为一种新兴的长时储能技术，二氧化碳储能是压缩气体储能技术的一个分支，储能时长可达16+小时，释能功率可达GW级，适合大规模长时储能。

目前，二氧化碳储能技术已纳入多个国家级、省级储能发展政策。

其中，二氧化碳储能作为重点新型储能技术被分别写入《山东省新型储能工程发展行动方案》《广东省培育发展未来绿色低碳产业集群行动计划》《四川省电源电网发展规划 （2022-2025年）》《新疆维吾尔自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》《北京市新型储能产业发展实施方案（2024—2027年）征求意见稿》等省级储能发展政策文件。

据数字储能网不完全统计，2024年国内投运、在建、备案的二氧化碳储能项目已达0.56GW/2.56GWh 。

其中，2024年9月开工的华电集团木垒100万千瓦二氧化碳压缩空气储能综合能源示范项目是全球最大二氧化碳储能电站。

领跑者为何是这三个省份？

从1-10月在建、签约、并网、备案的压缩空气项目来看，山东、江苏、内蒙古三地在技术突破、项目落地与产业布局上领跑全国。

这背后是三地资源禀赋、技术积淀、政策支撑与市场需求多重因素共振的结果。

从资源禀赋和市场需求看，山东、江苏两省有诸多相似之处。

压缩空气储能尤其是大容量项目，对储气空间的需求极高，而山东、江苏恰好坐拥稀缺的地下盐穴资源，为大容量压缩空气储能项目提供了低成本、高安全的空间支撑，无需大规模开挖地下储库，大幅降低了项目建设成本与周期。

其中，山东拥有国内最大的井矿盐生产基地，肥城等地已探明岩盐储量超52亿吨，长期采矿形成46对盐穴，地下腔体总面积超2000万立方米，且每年新增约300万立方米，这些曾是生态修复痛点的废弃盐穴，因盐岩良好的蠕变性和高压密封性能，成为压缩空气储能的理想载体，为大规模项目落地提供了天然的“地下储气库”。

江苏淮安盐矿储量巨大，采盐后遗留的地下盐穴形成百万立方米级的天然空腔，深度达1150至1500米，既具备优异的密封性与承压性，又能通过存储高压空气避免塌陷风险，实现废弃资源的绿色盘活。

从需求看，作为经济大省与能源消耗大省，山东、江苏的电力系统正面临新能源消纳与供电稳定的双重考验。

山东是新能源装机大省，光伏、风电等间歇性电源占比持续提升，亟需大容量、长时储能平抑波动；同时作为工业重镇，其工商业用电负荷密集，高峰时段电力需求旺盛，对电网调峰能力提出极高要求。

江苏经济活跃度高，电力需求持续增长，“高峰短缺、低谷过剩”的结构性矛盾日益突出，而压缩空气储能具备的大容量、长时程、零碳排放优势，恰好匹配了两省构建新型电力系统的核心诉求。

不同之处在于，两地在压缩空气储能发展路径方面存在一些差异。

山东而言，技术突破和政策创新让山东省的资源优势转化为产业优势。

2021年，国际首套10MW先进压缩空气储能示范电站在肥城成功并网，标志着技术从实验室走向工程应用，目前在建的中国电建肥城 2×300MW 项目作为行业单井口径最大、运行压力最高的示范工程，采用全水介质大容量高温高压非补燃技术，满功率发电时长达国内最长，依托沈鼓集团等企业的技术积淀，推动核心设备国产化率突破90%，投资成本大幅下降。

叠加山东省在全国率先出台的首个省级长时储能支持政策，压缩空气储能等连续发电4小时以上可获锂电池储能2倍的容量补偿，另外，山东省还规定长时储能按2倍容量参与电力现货市场交易，打通了项目收益的“最后一公里”，让肥城成为名副其实的压缩空气储能产业高地。

江苏聚焦于技术效率突破与标杆项目的示范效应。依托雄厚的产业基础与科研实力，江苏在盐穴资源精细化开发、压缩空气储能系统集成效率、核心装备研发上持续突破，形成独特的优势。

作为当前世界单机功率最大、总容量最大的压缩空气储能电站，华能金坛 2×350MW 项目一次充电可储存280万度电量，年减排二氧化碳52万吨，其技术方案与建设经验为全球大型压缩空气储能项目提供了重要参考。

内蒙古的领跑逻辑在于新能源消纳的刚性需求与大规模开发的场景优势。

作为“风电之都”，内蒙古拥有丰富的风光资源，压缩空气储能的大容量、长时特性，恰好与风光发电的间歇性形成完美互补，为“风光储”协同发展提供了最优解。

规模突破与技术创新让协同效应最大化，如乌兰察布市以5个项目、410万千瓦总功率成为”压缩空气储能之都”。

6月开工的乌兰察布105 万千瓦/ 630万千瓦时项目作为全球装机容量与储能规模双第一的工程，创新性采用 “深地空间 + 人工硐室储气” 技术，在地下百米岩层打造近百万立方米储气空间，能量转换效率超65%。

除此之外，支撑内蒙古压缩空气储能发展的核心驱动力源于其创新的政策支持体系，自2024年起，内蒙古推行全国最高标准的”容量补偿机制”，对独立储能电站按实际放电量给予0.35元/千瓦时补偿，执行期长达10年，为投资压缩空气储能储能项目提供收益保障。

尽管三地领跑驱动力不同，但都抓住了压缩空气储能产业发展的核心要素，即资源适配、技术自主、政策支持与市场需求。

随着核心设备国产化率持续提升、成本稳步下降以及政策不断助力，山东、江苏、内蒙古的实践不仅支撑着区域能源转型，更将为中国压缩空气储能产业规模化、市场化发展提供可复制、可推广的宝贵经验。