2026年，中国压缩空气储能正在进入一个新阶段，不仅工程项目越做越大，投资人需要回答的问题，也越来越具体。

1050MW/4200MWh内蒙古西乌珠穆沁旗压缩空气储能示范项目

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会于2026年8月发布的《2026中国压缩空气储能行业发展白皮书》（以下简称“白皮书”）显示，2025年国内新增在建压缩空气储能项目8个，合计3.85GW/19.05GWh，已披露投资金额超过265亿元。

表1  主要在建压缩空气储能项目情况

显然，近年来压缩空气储能的发展已明显加速。但是，把空气压进地下是一道工程题，把几十亿元投资变成持续回款的资产，是另一道题。

便宜的是空气，昂贵的是电站

压缩空气储能的经济性，最容易被两个印象遮住——空气不要钱，电站寿命很长。然而，空气免费不等于储能免费，寿命长也不等于回款快。

白皮书在“困难与挑战”部分给出的当前单位千瓦投资成本为5500—8000元。按这一范围粗算，一座300MW电站对应16.5亿—24亿元投资。即便规模化降低了单位造价，总投资依然是十亿元量级。

更需要辨别的，是“度电成本”的口径。白皮书提醒，不少项目预测的全生命周期度电成本为0.2—0.4元/kWh，其中很多测算把充电按零成本处理，并建立在30—40年寿命假设之上，目前尚未完成整个生命周期的运行验证。

表2  储能技术性能及度电成本对比

这不意味着测算没有价值，而是意味着不能把某组假设下的长期成本，直接理解为今天每放一度电的全部支出。

压缩空气储能需要先买电，再卖电。假设电电转换效率为70%，每向电网送出1度电，需要先购入约1.43度电。项目必须跨过的不只是设备折旧，还有充电成本和能量损失。

地下工程同样不是一项标准化采购。白皮书指出，既有盐穴改造通常投资较低，但需要考虑腔体稳定、蠕变和输气损失；新建硬岩储气库选址更灵活，却面临较高造价；矿洞改造则存在地质条件差异带来的投资不确定性。

因此，一座示范电站的低造价，不能直接复制到另一片岩层。某地偶尔出现的零电价，也不能自动变成一座电站未来三十年的采购条件。真正需要回答的是，低价电有多少、能持续多久，储存之后又能以什么价格卖出去。

容量电价来了，但不是“按成本报销”

2026年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，即114号文，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。政策针对服务于系统安全、未参与配储的独立储能，各地可给予容量电价，并实行清单管理。

表3  不同储气库建设成本对比

这个变化很重要。储能不再只凭充放电量体现价值，关键时刻能够持续供电的能力，也有了制度化的付费机制。但“有容量电价”，不等于“所有项目都有固定回报”。

首先，它不是按照某座压缩空气储能电站实际花了多少钱来定价，而是以当地煤电容量电价为基础，按照顶峰能力折算。电站建得贵，并不会因此自动获得更高补偿。

其次，长时储能受益，不代表时长越长，容量收入就无限增加。以新疆已公布、2026年6月1日起执行的政策为例，煤电容量电价标准为165元/kW·年，纳入清单的独立新型储能按照满功率连续放电时长与暂定6小时净负荷高峰时长的比例折算，比例最高为1。

据此计算，在其他条件相同且符合认定要求时，2小时、4小时、6小时项目对应的标准分别为55元、110元、165元/kW·年。达到8小时，标准也不会突破165元。需要强调，这只是地区政策示例，不能直接套到全国项目。

国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能项目

这意味着，把项目从6小时扩展到8小时，新增储气、储热投资未必能换来更多容量电费，还要看新增电能量交易或其他服务收入能否覆盖成本。政策鼓励的，是有效顶峰，不是单纯把储能时长做大。

收益叠加也有边界。114号文对容量电价对象设有未参与配储的条件，涉及新能源配储租赁的项目，不能默认租赁收入与这项容量电价可以同时获得。

同样，2025年《电力辅助服务市场基本规则》的印发通知已明确，现货市场连续运行地区，不再运行调峰及具有类似功能的顶峰、调峰容量等市场。不能把过去的调峰补偿，直接叠加到未来的现货套利之上。

还有期限问题。114号文明确，可靠容量补偿机制建立后，相关机组不再执行原有容量电价。因此，今天的补偿标准，也不能不加调整地写进未来三十年的现金流预测。

所谓“容量电价＋现货价差＋辅助服务”，不是把三个收入数字相加，而是分别确认：有没有资格、有没有交易、能不能结算。

一笔18亿元的账，算出盈利有多敏感

这个问题不妨先做一组简化测算。事先声明，以下均为说明价格敏感性的假设，不代表任何具体电站经营数据。

表4  压缩空气储能系统成本构成

假设建设一座300MW/1800MWh电站，单位投资6000元/kW，总投资18亿元；全年完成300次等效满充满放，按并网结算口径统计的平均电电转换效率为70%，充电、放电电量加权均价分别为0.20元和0.50元/kWh。这里的电价仅指电能量价格，不含相关费用。

这座电站一年放电5.4亿千瓦时，需要充电约7.71亿千瓦时。售电收入为2.7亿元，充电购电成本约1.54亿元，两者差额约1.16亿元。名义上每度电有0.30元价差，考虑效率损失后，每度放电对应的电能量毛差额只剩约0.214元。

再假设该项目符合前述6小时容量认定条件，按165元/kW·年足额结算，每年容量电费为4950万元。加上电能量毛差额，合计约1.65亿元。

但这还没有扣除运维、适用的线损及系统运行等费用、税费，也没有考虑融资偿付；辅助服务收入同样尚未计入。它既不是净利润，也不能直接除以18亿元，当作项目内部收益率。

现在改变一个参数。其他条件不变，充电均价从0.20元涨到0.25元/kWh，一年购电支出就增加约3857万元，这相当于前述全年容量电费的近八成。

或者，充放电价格不变，年等效循环次数从300次降到250次，电能量毛差额减少约1929万元。设备寿命没有缩短，装机容量没有变化，但现金流已经明显变薄。

这就是长时储能投资最需要警惕的地方，建设投资是先付出去的，未来收益却不是按设计参数自动到账的。三十年的寿命优势，无法替代运营初期每年的还本付息。

算不过来账，肯定不能等补贴

账算不过来，首先要分清，是项目创造的系统价值尚未得到合理支付，还是工程造价与经营方案本身不成立。前者需要完善机制，后者不能只等政策救场。

对投资人而言，第一步应当是把决策顺序反过来，先确认能赚什么钱，再决定花多少钱。

围绕拟接入节点，建立逐时充放电模拟，核实低价时段能买到的电量、压缩机运行约束、实际效率，以及高价时段能卖出的电量。不能拿全年最低买价、最高卖价，乘以设计循环次数，就得出经营收入。

容量收入按已明确的资格、标准和考核要求计入；尚未建立交易机制、未通过准入的辅助服务收入，不宜放进基础情景。再用价差收窄、循环减少、工期延误等压力情景，反推项目能承受的投资上限。

江苏金坛盐穴压缩空气储能电站（二期）工程

第二步，是把降本从“压设备报价”，转向控制全站成本与履约风险。对此白皮书建议，压缩机、膨胀机研发应关注全工况、宽负荷效率，避免只在额定工况下表现漂亮。对运营方而言，全年实际效率比某次试验的峰值效率更接近收入。

地下勘察、腔体建设、地面设备和并网工程也应统一设计，提前明确接口、工期和责任。设备采购便宜一点，却因地下工程延误而多付利息、少收电费，并不是真正的降本。

第三步，是让长期资产尽可能对应可预期的收入和融资。近年来，海外企业正在推进类似安排，根据Hydrostor于2026年8月6日发布的信息，其Willow Rock压缩空气储能项目与Clean Energy Alliance签署了60MW承购协议。

值得借鉴的不是简单复制合同形式，而是在项目开发阶段落实服务购买方，减少建成之后完全依赖市场机会的风险。国内在规则允许、避免重复补偿的前提下，可探索多年期储能服务合同，把可用能力、调用义务、充电费用、收益分配及违约责任写清楚，并核验购买方的履约能力。

融资则需要与现金流匹配。较低的融资成本、合理的贷款期限和还款安排，都能改善收益与偿债压力。但延期还本只是把压力向后移，不能替代项目持续创造经营现金流。

价格机制也要继续向“真实贡献”靠拢。国家有关部门在114号文解读中强调，可靠容量衡量的是顶峰时段持续稳定供电的能力，未来应以统一尺度反映不同技术的贡献，而不是仅按技术类别分别定价。

因此，也不能把所有容量收入都简单视为补贴依赖。需要追问的不是“有没有政策收入”，而是有没有真实的系统需求，付费是否对应可靠服务，规则能否形成稳定预期。

对压缩空气储能，这意味着既要争取长时顶峰价值被合理识别，也要接受可用率、持续出力和履约能力的检验。对于转动惯量、调相等能力，还需要相应的需求确认、性能测试和结算机制，不能把技术功能直接等同于已有收入。

只有把补偿期限、考核扣减和机制转换规则说清楚，企业才有条件判断一座长期资产值多少钱。对于尚未作出投资决策、在合理电价和保守调用条件下仍不能成立的项目，收缩规模、调整时长、分期建设，乃至暂缓投资，都应当是正常选项。

压缩空气储能，最终要靠长期运营说话

从长期来看，中国压缩空气储能真正需要跨过的，不只是单个项目的收益率门槛，而是从示范工程走向可持续产业的门槛。这需要压储行业把更多精力放在规模纪录之外。通过持续的工程验证和运行数据积累，将技术参数转化为实际运行表现，将示范项目的经验沉淀为成熟的设计、制造、建设和运维体系。

同时，尊重不同场址的资源条件和电力系统需求，找到规模、时长、效率与投资之间的合理平衡。只有让更多项目在各自条件下成立，压缩空气储能才能从少数标杆工程，走向更广泛的商业应用。

长期资产也需要经得起时间检验的收益模式。容量、电能量和辅助服务的价值如何体现，市场变化带来的风险如何分担，融资期限如何与现金流匹配，都关系到产业能否持续吸引资本。收益端形成合理预期，成本端持续改进，运营端不断积累可靠记录，才能让新增投资建立在已有项目的真实表现之上，而不只是对未来市场的乐观预测。

因此，衡量压缩空气储能发展的尺度，最终不应只是备案规模、开工数量和单机纪录，更应是全生命周期的运行质量、经济性与系统贡献。毕竟，让一座示范电站成功投运，只是技术走向应用的起点，而让更多电站在长期运营中兑现价值，才是压缩空气储能走向产业成熟的关键。