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地下储能“上新”：《石油天然气发展“十五五”规划》打开压缩空气储能新空间

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-22 10:01

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

8月17日，国家发改委、国家能源局联合印发《石油天然气发展“十五五”规划》。多数目光落在油气产量、管网建设等传统议题上，但规划里一段并不起眼的表述，却在储能圈激起涟漪——文件明确提出推进新型地下储能产业，利用枯竭油气藏、盐穴、管道等地下空间，探索压缩空气储能等储能方式。这意味着，压缩空气储能第一次被写进油气领域的国家级五年规划，“地下储能”正式从科研概念升级为产业命题。

压缩空气储能并非新物种。其原理朴素而巧妙：用电低谷时驱动压缩机把空气压入地下盐穴或废弃矿洞，用电高峰时释放高压空气推动透平发电，本质是把电能以势能形式“储存”在地下。相比锂电池，它的优势在于单机容量大、寿命长、不受锂资源约束，尤其适合4小时以上的长时储能场景，被认为是新型电力系统“压舱石”级的技术路线。

从技术谱系看，压缩空气储能已分化出多条细分路线：传统补燃式压缩空气储能依赖化石燃料补热，效率与环保性受质疑；先进绝热压缩空气储能通过回收压缩热实现“无补燃”，是当前国内示范项目的主流方向；液态空气储能则把空气液化储存，摆脱了对盐穴等地质条件的依赖，虽效率仍有提升空间，但选址自由度更高。路线的分化，说明这项技术仍在快速进化，尚未到“终局定形”的阶段。

国际先例给出了可行性的证明。德国Huntorf电站上世纪七十年代末投运，是全球最早的压缩空气储能商业电站，运行数十年；美国阿拉巴马州McIntosh电站则以补燃式路线长期运行。它们的存在说明，只要地质条件与电价机制匹配，压缩空气储能完全可以成为电网的常设“大容量电池”。中国以盐穴储能为突破口后来居上，金坛项目之后，一批百兆瓦级项目在山东、湖北等地陆续落地，装机规模迈入吉瓦级，示范体系正从“单点开花”走向“多点铺开”。

但整体看，压缩空气储能仍处于“示范多、商业化少”的阶段，行业占比与锂电池相比仍是零头。制约它放量的，既有技术经济性，更有“谁来投资、谁来买单”的产业生态问题。

《石油天然气发展“十五五”规划》的“点名”，恰好补上了最关键的拼图——地质空间。压缩空气储能高度依赖优质地下储气空间，而油气行业恰恰掌握着全国最丰富的枯竭油气藏、盐穴与管道资源。油气央企手中“用不了、卖不掉”的地下资产，在储能视角下，正从包袱变成金矿。

事实上，油气行业参与储能的协同价值不止于“提供场地”。油气央企在高压容器设计、地下工程安全、气体密封检测等方面积累深厚，这些能力与压缩空气储能的工程建设需求高度同源；更关键的是，油气企业深谙“用地下空间做生意”的运营逻辑，从储气库的注采管理到安全运维，都能平移到新型地下储能场景。把油气行业的地下资产管理经验与储能产业的技术方案结合，是规划层面最值得期待的化学反应。

但地下储能落地，首先要过“地质关”。盐穴分布高度不均，全国优质成盐盆地有限；枯竭油气藏的密封性、盖层完整性、剩余油气污染风险都需要长期评估验证，一旦漏气、窜油，项目安全与能效都将打折扣。地质普查与资源评价的空白，是当前最现实的瓶颈。

其次要过“经济关”。压缩空气储能当前电-电转换效率普遍在60%至75%之间，度电成本仍高于锂电池储能，在现货价差有限的省份，单纯靠峰谷套利难以回本。效率与成本的差距，决定了它暂时只能依靠示范补贴与容量补偿“续命”。

再次要过“机制关”。容量电价、辅助服务补偿等长时储能专属机制尚未普遍建立，压缩空气储能动辄数十亿的投资体量，缺乏稳定回收预期，社会资本入场意愿普遍谨慎。

破题路径并非无解。其一，启动全国地下储能地质资源普查，摸清盐穴与枯竭油气藏家底，建立可开发的“地下储能资源地图”，为投资方提供确定性；其二，加大压缩空气储能效率攻关，通过先进绝热压缩、透平膨胀机优化、热管理改进提升电-电效率，把度电成本压到与锂电池同台竞技的区间；其三，为长时储能设计专门的容量补偿与价格机制，让“保供价值”“调节价值”有明确价格信号。

更深一层，油气央企与储能产业的协同值得期待。拥有地下资产、工程能力与安全经验的油气企业，若能以“地下空间运营商”角色切入储能，将为中国长时储能打开前所未有的供给弹性。当政策信号、地质资源与产业资本三者同向，“地下储能”的上新，才可能真正从规划文本走进地下矿井。

要理解压缩空气储能的“深水区”价值，先得看懂它凭什么是长时储能的“潜力股”。压缩空气储能的基本原理是：用电低谷时，用电把空气压缩进密闭的储气空间储存能量，用电高峰时释放高压空气推动透平发电。相比锂电池储能的“小时级”，压缩空气储能的单机规模可达百兆瓦级、放电时长可达数小时至数十小时，且不依赖稀缺的锂资源、使用寿命长——在“长时储能”这条赛道上，它与抽水蓄能、液流电池、氢储能并列被视为关键备选。而盐穴、废弃矿井等天然地质空间，恰好提供了低成本、大容量的“天然储气罐”，这也是《石油天然气发展“十五五”规划》将其纳入视野的底层逻辑。

当然，前景不等于坦途。压缩空气储能的商业化，仍要迈过三道坎：一是选址依赖，盐穴资源分布不均，人造储气库成本高企，优质站址的稀缺限制了规模化复制；二是系统效率，当前压缩空气储能的往返效率虽在提升，但与传统储能相比仍偏低，度电成本优势尚未完全确立；三是商业模式，长时储能的价值（如跨日调峰、新能源消纳兜底）在现行电力市场机制中尚未被充分定价，投资回报路径有待清晰。能否在“十五五”期间把这三道坎跨过去，决定了地下储能究竟是“政策宠儿”还是“长期配角”。

文中信息及数据来源于：《石油天然气发展“十五五”规划》、国家能源局压缩空气储能示范项目公开资料、中国储能产业研究报告。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川