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压缩空气储能首次列入油气发展五年规划

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-30 18:15

【中国能源产业发展网】获悉，近日，国家发展改革委、国家能源局发布《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”首次被纳入油气领域的五年规划，引发行业广泛关注。

压缩空气储能是一种利用电力压缩空气储存能量、在用电高峰释放高压空气发电的大规模长时储能技术。相较于电化学储能，它具有规模大、寿命长、无稀有资源依赖等优势，正成为全球能源领域的研究和投资热点。截至今年一季度，全国在建压缩空气储能总规模超5吉瓦，筹建总规模超36吉瓦，备案项目接近100个，单个项目规模突破600兆瓦，核心装备国产化率达到100%。

值得注意的是，国内外主流压缩空气储能项目多依托盐穴或硬岩人工硐室建设，选址条件极为严苛，不仅要求地下岩层具备良好的密封性和稳定性，还受限于地质构造、埋深、厚度等参数，可开发场址有限，产业发展受到地理条件约束。油气领域恰好提供了另一条思路。

老油田年产量递减率达10%—15%，枯竭油气藏和废弃井数量快速攀升。这些地下空间容积巨大、地质认识经过数十年开发验证、密封性经油气藏形成过程天然检验，且分布广泛，是现成的大规模储气容器。据中国石油经济技术研究院报告，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，相当于新建20座百万千瓦级火电厂。

中储国能（北京）技术有限公司总经理纪律表示，枯竭油气藏压缩空气储能不仅有助于破解储气资源约束，推动油田从单一产油向“电田、热田、储田、碳田”四位一体的综合能源服务商转型，还能有效解决高比例新能源区域的就地调节问题。鄂尔多斯、渤海湾、松辽、塔里木等油气区与风光基地高度重叠，可就近提供长时调节服务、减少弃风弃光。业内预计，未来1至2年内将集中立项一批库址评价与先导试验项目，随后推进大规模工程示范。

在成本方面，枯竭油气藏路线优势突出。纪律介绍，该路线可直接利用现成井筒和地下储层，主要工程集中在密封性评估、井筒改造及地面设备安装，建设周期有望压缩至2年内，建设成本与盐穴类项目相当、低于人工硐室类项目。加之油气田地质资料完整、圈闭经数十年开采验证，地质风险和勘察成本低，井网、集输管网、变电站等基础设施现成可用，全生命周期度电成本具备竞争力。

油气企业早已瞄准这一赛道并付诸行动。2025年，青藏地区首例低孔低渗储层压缩空气储能井组先导试验在青海油田昆北切六区块启动，完成储层压裂改造和单井多轮注采试验，成功验证了地下储层具备“注得进、存得住、采得出”的可行性；胜利油田建立深地空间绿色能源联合研究中心，谋划建设长时储能电站。

不过，枯竭油气藏路线目前仍处于“先导试验向工程示范过渡”阶段，全球范围内尚无商业化先例。核心工程化难点集中在“密封性保持、井筒完整性、垫气优化、高频注采适应性”四大关口：多轮注采循环中压力温度周期性变化可能导致微裂缝扩展和密封失效；老井固井水泥环及套管在交变载荷下的完整性风险需重新评估；垫气量、工作气量比例和注采速率之间的优化尚无成熟模型；压缩空气储能要求日频次注采，与油气田常规年/月尺度采气节奏完全不同，现有设施、操作规程和标准均不匹配。

《规划》明确要推动与周边新能源电站配套运行，提供容量支撑与调频调峰服务。当前储能项目已基本具备“容量电价保底+现货套利+辅助服务增收”的商业模式，但盈利难仍是核心瓶颈。纪律建议，考虑减免储能系统充放电环节的部分系统运行费，增加电网侧独立储能可参与的辅助服务品种，并解决现货交易与调频服务“二选一”的矛盾；长期来看进一步拉大现货交易价格上下限，允许负电价与稀缺高价电并存。此外，枯竭油气藏领域针对高频注采特征的库址筛选、地质评价及运行规范等方面仍存标准空白，需加快构建标准规范体系。

【来源：中国能源报、中国能源网】

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