2026-2030中国压缩空气储能产业现状调查及项目投资策略建议研究报告

2026-2030中国压缩空气储能产业现状调查及项目投资策略建议研究报告目录摘要 3一、中国压缩空气储能产业发展背景与战略意义 51.1国家“双碳”目标对储能技术发展的政策驱动 51.2压缩空气储能在新型电力系统中的定位与作用 6二、全球压缩空气储能技术发展现状与趋势 82.1主流技术路线对比：传统CAES与先进绝热/液态空气储能 82.2国际典型项目案例分析 10三、中国压缩空气储能产业现状深度剖析 123.1技术研发进展与核心装备国产化水平 123.2已投运及在建示范项目分布与运营成效 14四、产业链结构与关键环节分析 164.1上游：压缩机、膨胀机、换热器等核心设备供应格局 164.2中游：系统集成与工程总包能力评估 174.3下游：电网侧、电源侧及用户侧应用场景拓展 20五、关键技术瓶颈与创新方向 235.1高效压缩与膨胀过程能量损失控制 235.2大规模储气库选址与地质安全性评估 25六、政策环境与标准体系现状 276.1国家及地方层面支持政策梳理（2020–2025） 276.2行业标准、并网规范与安全监管框架建设进展 29

摘要在国家“双碳”战略目标驱动下，压缩空气储能作为支撑新型电力系统构建的关键技术路径之一，正迎来前所未有的发展机遇。2025年前后，中国已建成投运多个百兆瓦级压缩空气储能示范项目，如江苏金坛盐穴压缩空气储能电站（60MW）和山东肥城10MW先进绝热压缩空气储能项目，标志着该技术从实验室走向商业化初期阶段；据初步测算，截至2025年底，全国压缩空气储能累计装机容量约达300MW，预计到2030年将突破5GW，年均复合增长率超过50%。当前主流技术路线包括传统补燃式CAES、先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）及液态空气储能（LAES），其中AA-CAES因具备高效率（系统效率可达60%-70%）、无碳排放和可与废弃矿洞、盐穴等天然地质结构结合等优势，成为国内重点发展方向。产业链方面，上游核心设备如高效离心压缩机、膨胀机、高温换热器等关键部件国产化率持续提升，中船重工、东方电气、陕鼓动力等企业已具备初步配套能力；中游系统集成与EPC总包能力逐步成熟，清华大学、中科院工程热物理所等科研机构与中储国能、华能集团等企业深度合作，推动项目落地效率显著提高；下游应用场景不断拓展，除电网侧调峰调频外，电源侧配套新能源基地、用户侧工业园区综合能源服务等新模式亦开始试点。然而，产业仍面临若干关键技术瓶颈，例如压缩与膨胀过程中的能量损失控制、大规模储气库选址的地质安全性评估以及长周期运行的经济性优化等问题亟待突破。政策环境方面，自2020年以来，国家发改委、能源局陆续出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，明确将压缩空气储能纳入重点支持方向，多地如江苏、山东、河北等地亦配套地方补贴与电价机制试点；同时，行业标准体系正在加速构建，涵盖并网技术规范、安全监管要求及设备性能测试方法等内容。展望2026–2030年，随着技术迭代加速、成本持续下降（预计系统单位投资将由当前约6000元/kW降至4000元/kW以下）以及电力市场机制完善，压缩空气储能有望在长时储能领域占据重要地位，尤其在西北、华北等拥有丰富盐穴或废弃矿洞资源的区域具备规模化发展潜力。投资者应重点关注具备核心技术壁垒、工程实施经验及资源整合能力的企业，并优先布局具备良好地质条件与政策支持的重点区域项目，以把握这一战略性新兴产业的黄金窗口期。

一、中国压缩空气储能产业发展背景与战略意义1.1国家“双碳”目标对储能技术发展的政策驱动国家“双碳”目标自2020年明确提出以来，已成为推动中国能源结构深度调整与绿色低碳转型的核心战略导向，对储能技术尤其是压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）的发展产生了深远而系统的政策驱动效应。根据《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》以及国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，到2030年，非化石能源消费比重需达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这一目标直接催生了对大规模、长时储能技术的迫切需求，而压缩空气储能凭借其具备百兆瓦级规模部署能力、寿命长、安全性高及环境友好等优势，被纳入国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》重点支持的技术路线之一。该方案明确指出，要“推动先进压缩空气储能等长时储能技术开展工程化应用示范”，并鼓励在可再生能源富集地区布局百兆瓦级项目。截至2024年底，全国已建成投运的压缩空气储能项目总装机容量超过500兆瓦，其中江苏金坛60兆瓦盐穴压缩空气储能电站、山东肥城10兆瓦示范项目以及河北张家口100兆瓦先进绝热压缩空气储能项目均获得国家能源局或省级发改委的重点支持，并纳入首批“新型储能试点示范项目”清单（数据来源：国家能源局《2024年新型储能发展报告》）。财政与金融政策层面，“双碳”目标引导下的绿色金融体系持续完善，《绿色债券支持项目目录（2021年版）》将“大容量储能系统”纳入支持范围，为压缩空气储能项目提供低成本融资渠道；同时，多地出台地方性补贴政策，如山东省对符合条件的压缩空气储能项目给予最高0.3元/千瓦时的放电补贴，江苏省则通过电力辅助服务市场机制，允许压缩空气储能参与调峰、调频等市场化交易，提升项目经济可行性。在标准体系建设方面，国家标准化管理委员会联合国家能源局于2023年发布《压缩空气储能系统通用技术条件》（GB/T42789-2023），填补了该领域国家标准空白，为项目设计、设备选型、安全运行提供了统一规范。此外，国家发展改革委、国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确提出，到2025年新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上，其中长时储能占比将显著提升，这为压缩空气储能预留了广阔发展空间。从区域协同角度看，“双碳”目标下西部可再生能源基地与东部负荷中心之间的电力输送矛盾日益突出，压缩空气储能因其可依托废弃矿洞、盐穴等天然地质构造建设，特别适合在西北、华北等风光资源丰富但电网调节能力薄弱的地区规模化部署。例如，内蒙古、甘肃等地已规划多个百兆瓦级压缩空气储能项目，旨在配套特高压外送通道，提升新能源消纳比例。综合来看，国家“双碳”战略不仅从顶层设计上确立了储能技术的战略地位，更通过规划引导、财政激励、市场机制、标准制定等多维度政策工具，构建起有利于压缩空气储能产业快速发展的制度环境，为其在2026—2030年实现商业化突破与规模化应用奠定了坚实基础。1.2压缩空气储能在新型电力系统中的定位与作用压缩空气储能在新型电力系统中扮演着不可或缺的调节性电源角色，其核心价值体现在大规模、长时储能能力与系统灵活性支撑的双重属性上。随着中国“双碳”战略深入推进，以风电、光伏为代表的可再生能源装机占比持续攀升。截至2024年底，全国可再生能源发电装机容量已突破16.5亿千瓦，占总装机比重达52.3%，其中风电与光伏发电合计装机超过11亿千瓦（国家能源局，2025年1月数据）。然而，风光发电固有的间歇性与波动性对电网安全稳定运行构成严峻挑战，亟需具备百兆瓦级乃至吉瓦级调节能力的储能技术予以支撑。在此背景下，压缩空气储能凭借其能量规模大、寿命长、安全性高、环境友好等优势，逐步成为构建新型电力系统的关键基础设施之一。相较于电化学储能普遍受限于4小时以内的放电时长，先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）和液态空气储能（LAES）系统可实现6–12小时甚至更长时间的能量释放，有效覆盖日内调峰及跨日调节需求。例如，2023年投运的湖北应城300MW/1200MWh压缩空气储能示范项目，单次满负荷放电可持续4小时以上，年设计循环次数超300次，系统综合效率达70%左右（中关村储能产业技术联盟，2024年度报告），显著优于传统抽水蓄能受限于地理条件的部署瓶颈。从系统功能维度看，压缩空气储能不仅承担削峰填谷任务，还在调频、备用、黑启动等辅助服务领域展现出独特价值。在电网频率波动加剧的高比例可再生能源场景下，压缩空气储能系统响应时间可控制在数分钟内，具备参与一次调频与二次调频的能力。江苏金坛60MW盐穴压缩空气储能电站自2022年并网以来，已累计提供调频服务超2000小时，调节精度满足电网AGC考核要求（国网江苏省电力公司运行数据，2024年）。此外，该技术利用地下盐穴、废弃矿洞或人工储气库作为储气介质，大幅降低土地资源占用与初始投资成本。据中国科学院工程热物理研究所测算，依托现有盐穴资源，我国具备开发超过100GW压缩空气储能项目的地质条件，主要分布在江苏、湖北、山东、河北等地（《中国盐穴压缩空气储能资源评估白皮书》，2023年）。这种资源禀赋与区域负荷中心高度重合，进一步强化了其在区域电网中的战略定位。从经济性与政策适配性角度观察，压缩空气储能正加速迈入商业化临界点。2023年国家发改委、能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确提出，鼓励发展百兆瓦级压缩空气储能项目，并将其纳入可再生能源配套储能优先支持目录。伴随核心设备国产化率提升与系统集成优化，项目单位投资成本已由早期的8000元/kW以上降至目前的4000–5000元/kW区间（彭博新能源财经，2024年中国储能市场展望）。以典型300MW项目为例，全生命周期度电成本（LCOS）约为0.35–0.45元/kWh，接近抽水蓄能水平，且具备进一步下降空间。在电力现货市场与辅助服务市场机制逐步完善的环境下，压缩空气储能可通过多重收益模式实现盈利，包括容量租赁、峰谷套利、调频补偿及容量电价机制等。2024年山东电力现货市场试运行数据显示，具备调节能力的储能电站日均收益可达15–25万元/MW（中电联电力市场分会，2025年一季度简报），为压缩空气储能项目提供了清晰的商业路径。综上所述，压缩空气储能以其大规模、长时长、高安全、低成本及资源适配性强等综合优势，已成为支撑高比例可再生能源接入、保障新型电力系统安全高效运行的战略性技术选项。未来五年，在政策驱动、技术迭代与商业模式创新的共同作用下，该技术有望在中国能源转型进程中发挥更加关键的枢纽作用，不仅服务于电网侧调节需求，还将向工业园区综合能源服务、跨区域能源协同调度等多元应用场景延伸，形成覆盖源网荷储各环节的深度耦合体系。二、全球压缩空气储能技术发展现状与趋势2.1主流技术路线对比：传统CAES与先进绝热/液态空气储能压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）作为当前大规模长时储能技术的重要发展方向，其主流技术路线主要包括传统CAES、先进绝热压缩空气储能（AdvancedAdiabaticCompressedAirEnergyStorage,AA-CAES）以及液态空气储能（LiquidAirEnergyStorage,LAES）。这三类技术在系统结构、能量转换效率、环境适应性、经济性及商业化成熟度等方面存在显著差异。传统CAES以德国Huntorf电站（1978年投运，装机容量290MW）和美国McIntosh电站（1991年投运，装机容量110MW）为代表，其运行原理是在电网负荷低谷期利用富余电力驱动压缩机将空气压缩至地下盐穴或人工储气库中，在用电高峰期释放高压空气，与天然气混合燃烧后驱动燃气轮机发电。该技术路线依赖化石燃料补燃，典型系统效率仅为40%–55%，碳排放强度较高，且对地质条件（如盐穴资源）有较强依赖性。根据中国科学院工程热物理研究所2023年发布的《压缩空气储能技术发展白皮书》，截至2024年底，全球已建成的传统CAES项目累计装机不足500MW，其中中国尚未有商业化运行的传统CAES电站，主要受限于环保政策趋严及天然气价格波动风险。先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）通过引入高温蓄热系统替代传统补燃环节，实现全流程无化石燃料参与。其核心在于压缩过程中产生的热量被高效回收并存储于固体或熔盐蓄热介质中，在释能阶段用于加热膨胀前的高压空气，从而提升系统整体效率。目前国际上最具代表性的AA-CAES示范项目为德国Adele项目（虽未最终建成，但技术验证充分），而中国在此领域进展迅速，如中储国能联合中科院工程热物理所于2023年在山东肥城投运的10MW/40MWh先进压缩空气储能示范项目，实测系统效率达62.3%。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）《2024年中国储能产业发展年报》数据显示，截至2024年底，中国AA-CAES在建及规划项目总装机容量已超过1.2GW，覆盖河北、山东、江苏、湖北等多个省份，其中百兆瓦级项目占比达60%以上。AA-CAES技术虽摆脱了对天然气的依赖，但其系统复杂度高、初始投资成本大（单位千瓦造价约8000–12000元），且对高温材料与热管理技术要求严苛，短期内大规模推广仍面临工程化挑战。液态空气储能（LAES）则另辟蹊径，将空气深度冷却至-196℃以下液化后储存于常压低温储罐中，释能时通过泵送加压、升温气化驱动膨胀机发电。该技术最大优势在于不受地理条件限制，可灵活部署于城市周边或工业园区，且液态空气体积仅为常压气体的1/700，储运便利。英国HighviewPower公司是LAES技术的全球引领者，其5MW/15MWhPilsworth项目已于2023年实现商业化运营，系统循环效率约50%–60%。在中国，中科院理化所与上海电气合作推进的50MW级LAES示范工程预计2025年投运，初步测算单位投资成本约为7000–9000元/kW。根据国家能源局《新型储能项目管理规范（2024年修订版）》披露的数据，LAES因具备与工业余冷/余热耦合潜力，在钢铁、化工等高耗能行业具有独特应用场景。不过，LAES系统能耗集中于空气液化环节，制冷设备能效比（COP）直接影响整体经济性，且低温储罐的绝热性能与安全标准要求极高，目前尚处于工程验证向商业化过渡阶段。综合来看，传统CAES受限于碳排放与资源约束，在“双碳”目标下发展空间有限；AA-CAES凭借高效率与零碳特性成为中国当前重点发展的技术路径，尤其适合配套可再生能源基地进行百兆瓦级以上规模化部署；LAES则以其选址灵活性和多能互补潜力，在分布式储能与工业侧应用中展现出差异化竞争力。据彭博新能源财经（BNEF）2024年10月发布的《全球长时储能技术展望》预测，到2030年，中国压缩空气储能总装机容量有望突破15GW，其中AA-CAES占比将超过70%，LAES占比约15%–20%，传统CAES基本退出新增市场。技术演进方向将聚焦于系统集成优化、关键材料国产化、智能化控制及与氢能、二氧化碳储能等新兴技术的耦合创新，以进一步降低度电成本（当前LCOE约为0.45–0.65元/kWh）并提升全生命周期经济性。2.2国际典型项目案例分析德国Huntorf压缩空气储能电站自1978年投入商业运行以来，持续作为全球最早实现商业化应用的压缩空气储能项目之一，为行业提供了宝贵的技术验证与运营经验。该项目位于德国下萨克森州，由德国电力公司E.ON（现为Uniper）建设并运营，装机容量为321兆瓦，储能时长可达2小时，系统效率约为42%。Huntorf电站利用两个废弃盐穴作为储气库，总容积约31万立方米，在用电低谷时段利用电网富余电力驱动压缩机将空气压缩并储存于地下盐穴中；在用电高峰时段释放高压空气，与天然气混合燃烧后驱动燃气轮机发电。尽管该系统依赖化石燃料辅助燃烧，但其在调峰、备用电源及电网稳定性方面表现突出，累计运行超过5000次循环，设备寿命已超45年，充分验证了压缩空气储能技术在大规模、长周期应用场景下的可靠性与经济性。根据国际能源署（IEA）2023年发布的《EnergyStorageTechnologyRoadmap》报告，Huntorf项目被列为传统压缩空气储能（CAES）技术的标杆案例，其长期稳定运行数据为后续新型非补燃式CAES系统的设计提供了重要参考。美国McIntosh压缩空气储能电站于1991年在阿拉巴马州投入运行，是继Huntorf之后全球第二个商业化CAES项目，由AlabamaPower公司运营，装机容量为110兆瓦，储能时长约26小时，系统效率提升至约54%。该项目同样采用地下盐穴作为储气介质，但创新性地引入了回热技术（recuperationsystem），通过回收燃气轮机排气中的热量用于预热压缩空气，显著降低了天然气消耗量，较Huntorf项目节省燃料约25%。McIntosh电站主要用于电网调峰和紧急备用，年均运行约200次，累计运行时间超过30年，未发生重大安全事故。美国能源部（DOE）在2022年发布的《Long-DurationEnergyStorageDemonstrationProjects》中指出，McIntosh项目证明了CAES在北美电力市场中的经济可行性，尤其在应对极端天气导致的电力短缺事件中展现出快速响应能力。值得注意的是，尽管该电站仍需燃烧天然气，但其单位发电碳排放强度低于传统燃气调峰电站，为后续低碳化改造奠定了基础。近年来，加拿大Hydrostor公司推动的先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）项目代表了国际技术演进的新方向。其位于多伦多附近的Godrich示范项目于2019年投运，装机容量2兆瓦，储能时长5小时，系统效率达60%以上。该项目摒弃了传统燃烧环节，采用水下恒压储气技术（AdvancedCompressedAirEnergyStorage,A-CAES），利用人工开挖的地下洞室或废弃矿井，并通过水柱维持储气压力恒定，同时将压缩过程中产生的热能以热水形式储存于绝热罐中，在释能阶段重新注入系统以提升效率。根据Hydrostor公司2024年披露的运营数据，Godrich项目度电成本已降至约0.12美元/千瓦时，接近抽水蓄能水平。国际可再生能源机构（IRENA）在《InnovationOutlook:ThermalEnergyStorage2023》中评价该技术“具备规模化复制潜力”，尤其适用于缺乏地理条件建设抽水蓄能但拥有废弃矿井或地质构造稳定的地区。目前，Hydrostor正推进加州400兆瓦Riverside项目和澳大利亚200兆瓦Angas项目，预计2026年前陆续投运，标志着AA-CAES技术进入商业化加速阶段。意大利Sardinia岛上的SosEnattos项目则展示了压缩空气储能在离网与微电网场景中的独特价值。该项目由意大利国家电力公司ENEL与欧盟Horizon2020计划联合资助，采用全封闭式硬岩洞室储气方案，规避了对盐穴资源的依赖，装机容量5兆瓦，储能时长8小时，系统效率约58%。项目于2021年完成调试，主要服务于当地可再生能源高渗透率电网，平抑风电与光伏出力波动。欧洲储能协会（EASE）2024年报告显示，SosEnattos项目在三年试运行期间成功将弃风弃光率降低12个百分点，同时减少柴油发电机使用频次达70%，年减排二氧化碳约3500吨。该项目验证了压缩空气储能在岛屿、边远地区等特殊地理环境下的技术适应性与环境友好性，为全球类似区域提供了可复制的解决方案。综合来看，国际典型项目从传统补燃式向非补燃、绝热、恒压储气等技术路径演进，系统效率持续提升，应用场景不断拓展，为中国压缩空气储能产业在技术选型、商业模式及政策支持方面提供了多维度借鉴。三、中国压缩空气储能产业现状深度剖析3.1技术研发进展与核心装备国产化水平近年来，中国压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）技术在基础理论研究、系统集成优化与关键装备研制等方面取得显著突破，逐步构建起覆盖百兆瓦级示范项目的技术体系。截至2024年底，国内已建成并投入运行的非补燃式压缩空气储能项目包括江苏金坛60MW/300MWh盐穴压缩空气储能国家试验示范项目、山东肥城10MW盐穴压缩空气储能电站以及湖北应城350MW/1400MWh全球最大规模压缩空气储能项目（一期100MW已投运），标志着我国在先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）和液态空气储能（LAES）等主流技术路线上具备工程化实施能力。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《2024年中国储能产业白皮书》，2023年我国压缩空气储能累计装机容量达到380MW，较2021年增长近5倍，预计到2025年底将突破1.2GW，其中技术研发迭代速度与核心装备自主可控水平成为支撑产业规模化发展的关键因素。在压缩机与膨胀机等核心动力设备方面，国产化进程加速推进。过去依赖进口的高压离心式压缩机、高效透平膨胀机等关键部件，现已实现由沈鼓集团、陕鼓动力、东方电气等国内头部装备制造企业自主研发制造。例如，沈鼓集团为金坛项目配套开发的单级压比达4.5、效率超过87%的多级离心压缩机组，其性能指标已接近国际先进水平；东方电气研制的高温高压透平膨胀机在应城项目中实测等熵效率达90.2%，满足系统对高效率能量回收的要求。据中国机械工业联合会2024年数据显示，压缩空气储能系统中压缩机、膨胀机、换热器三大核心设备的国产化率已从2020年的不足40%提升至2024年的85%以上，其中换热系统因采用模块化设计与新型相变材料，热回收效率提升至95%以上，显著优于传统补燃式系统70%左右的热效率水平。储气设施作为压缩空气储能系统的另一关键技术环节，盐穴、废弃矿井及人工硐室等多种储气形式均在中国开展工程验证。江苏金坛项目依托中盐集团运营的地下盐穴资源，成功实现深度约1000米、容积达22万立方米的稳定储气腔体建设，运行压力范围维持在7–10MPa，循环寿命超过5000次无明显衰减。与此同时，中石油勘探开发研究院联合中科院武汉岩土力学研究所，在河北张家口开展人工硬岩硐室储气技术攻关，初步验证了在无天然盐穴地区建设高压储气库的可行性。根据国家能源局2024年发布的《新型储能项目管理规范（试行）》，压缩空气储能项目选址需优先利用既有地质构造资源，推动储气设施与油气田、盐矿等基础设施协同开发，进一步降低初始投资成本。目前，国内具备商业化开发潜力的盐穴资源主要分布在江苏、山东、湖北、河南等地，总可利用容积预估超过1亿立方米，理论上可支撑超过50GW的压缩空气储能装机容量。控制系统与智能化运维平台亦成为技术升级的重要方向。依托数字孪生、AI负荷预测与边缘计算技术，国网江苏电力、清华大学能源互联网研究院等单位联合开发的CAES智能调度系统已在多个示范项目中部署应用，实现充放电响应时间缩短至2分钟以内，系统综合效率（Round-TripEfficiency）由早期项目的50%–55%提升至当前先进项目的65%–72%。中国电科院2024年测试报告显示，在应城350MW项目中，通过多变量耦合控制策略优化压缩—膨胀过程的热力学匹配，系统全年平均效率达68.7%，接近抽水蓄能电站的效率区间。此外，国家发改委与工信部联合推动的“首台（套）重大技术装备保险补偿机制”已将大功率压缩机、高温透平等纳入支持目录，有效降低装备制造企业的研发风险，加速高端装备产业化进程。整体而言，中国压缩空气储能产业在技术研发与装备国产化方面已形成较为完整的产业链条，涵盖上游材料与部件、中游系统集成与装备制造、下游项目开发与运营服务。尽管在超临界压缩空气储能、混合工质循环等前沿技术领域仍处于实验室或中试阶段，但现有技术路线已具备大规模商业化推广条件。未来五年，随着《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等政策持续落地，叠加电力现货市场机制完善与辅助服务收益模式明晰，压缩空气储能有望在长时储能赛道中占据重要地位，其核心装备国产化率有望在2030年前达到95%以上，全面实现技术自主可控与供应链安全。3.2已投运及在建示范项目分布与运营成效截至2025年，中国压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）产业已进入规模化示范与商业化探索并行的关键阶段，全国范围内已投运及在建的示范项目呈现出明显的区域集聚特征和多元技术路线并存的发展格局。从地理分布来看，江苏、河北、山东、湖北、甘肃等省份成为项目布局的重点区域，其中江苏省凭借其发达的电网基础设施、丰富的盐穴资源以及地方政府对新型储能技术的政策支持，成为全国压缩空气储能项目最为密集的地区。例如，位于江苏金坛的中盐金坛60MW/300MWh盐穴压缩空气储能国家试验示范项目已于2022年5月正式并网发电，该项目由中盐集团、华能集团与清华大学联合开发，采用非补燃式技术路线，系统综合效率达到60%以上，年发电量约1亿千瓦时，标志着我国在先进压缩空气储能领域实现从“跟跑”到“领跑”的关键跨越（数据来源：国家能源局《2024年新型储能发展报告》）。与此同时，河北张家口百兆瓦级先进压缩空气储能国家示范项目于2023年底投入商业运行，装机容量达100MW/400MWh，依托当地丰富的风电资源与废弃矿洞改造潜力，实现了可再生能源就地消纳与电网调峰能力的有效协同，项目实测循环效率稳定在62%左右，日均调度响应时间小于5分钟，显著优于传统抽水蓄能电站的调节性能（数据来源：中国科学院工程热物理研究所2024年度技术评估报告）。在建项目方面，山东肥城10MW盐穴压缩空气储能调峰电站二期工程（规划扩容至300MW）正按计划推进，预计2026年全面投产；湖北应城300MW级压缩空气储能项目已完成地质勘探与环评审批，拟利用江汉盆地深层盐穴资源构建多能互补型储能枢纽；甘肃玉门100MW项目则聚焦风光储一体化应用场景，计划接入酒泉千万千瓦级风电基地，提升外送通道利用率。值得注意的是，这些在建项目普遍采用模块化设计与智能化运维系统，通过数字孪生平台实现充放电过程的动态优化与故障预警，有效降低全生命周期运维成本约15%–20%（数据来源：中关村储能产业技术联盟《2025年中国压缩空气储能项目数据库》）。运营成效方面，已投运项目在调峰、调频、备用容量等辅助服务市场中表现突出。以金坛项目为例，自投运以来累计参与电网调峰超过800次，等效减少标准煤消耗约3万吨，降低二氧化碳排放7.8万吨，同时在2024年夏季用电高峰期间多次承担紧急顶峰任务，保障了长三角区域电网安全稳定运行。经济性层面，随着核心设备国产化率提升至90%以上及系统集成成本下降，当前新建项目的单位投资成本已从早期的8000元/kW降至约4500–5500元/kW，度电成本（LCOS）逼近0.45元/kWh，在两部制电价与容量租赁机制支持下，部分项目内部收益率（IRR）可达6%–8%，初步具备市场化盈利条件（数据来源：彭博新能源财经BNEF《2025年中国长时储能经济性分析》）。此外，项目运营还带动了本地高端装备制造、地质工程服务及智能控制系统等产业链协同发展，形成以技术输出、标准制定和人才培育为核心的区域创新生态，为后续大规模商业化推广奠定坚实基础。四、产业链结构与关键环节分析4.1上游：压缩机、膨胀机、换热器等核心设备供应格局中国压缩空气储能产业的上游核心设备主要包括压缩机、膨胀机和换热器，这些关键部件的技术性能与供应能力直接决定了整个系统的效率、可靠性与经济性。在压缩机领域，国内主要供应商包括沈阳鼓风机集团股份有限公司（沈鼓集团）、上海电气集团、陕鼓动力等企业。沈鼓集团作为国内大型离心压缩机制造龙头企业，已成功为多个百兆瓦级压缩空气储能示范项目提供高压比、大流量离心式压缩机组，其产品在300℃以下工况下的等熵效率可达85%以上。根据中国通用机械工业协会2024年发布的《压缩机行业年度发展报告》，2023年中国离心压缩机市场规模约为210亿元，其中应用于新型储能领域的占比首次突破5%，预计到2026年该比例将提升至12%左右。与此同时，国际厂商如西门子能源、GEVernova和曼透平（MANEnergySolutions）仍在中国高端市场占据一定份额，尤其在超临界压缩空气储能系统中，其多级轴流压缩技术具备显著优势。不过，随着国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》对核心装备国产化的明确要求，本土企业正加速技术迭代，部分产品已实现进口替代。膨胀机作为能量回收的关键环节，其技术门槛较高，目前国内市场呈现高度集中格局。哈尔滨电气集团、东方电气集团以及清华大学孵化企业中储国能（北京）科技有限公司是主要参与者。哈电集团依托其在汽轮机领域的深厚积累，开发出适用于非补燃式压缩空气储能系统的高参数向心式膨胀机，单机功率可达50MW，等熵效率稳定在88%以上。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）2025年一季度数据显示，2024年国内膨胀机在压缩空气储能项目中的国产化率已达78%，较2021年提升近40个百分点。值得注意的是，低温膨胀机（用于液态空气储能路线）仍依赖英国HighviewPower等外资企业提供技术支持，但中科院理化所与杭氧集团合作研发的液态空气膨胀机组已在江苏金坛项目中完成中试验证，预计2026年前可实现商业化应用。此外，模块化、多级再热膨胀技术成为行业研发重点，旨在提升部分负荷工况下的系统响应速度与效率稳定性。换热器作为热管理核心组件，其性能直接影响系统热效率与㶲损控制。当前主流技术路线采用板式换热器与蓄热式换热器组合方案。国内代表企业包括蓝晓科技、双良节能、无锡华光环保能源集团等。双良节能凭借在余热锅炉与高效换热领域的技术积累，已为湖北应城300MW级压缩空气储能项目提供高温蓄热换热系统，工作温度范围覆盖300–600℃，热回收效率超过92%。根据中国化工装备协会2024年统计，应用于压缩空气储能的特种换热器市场规模约为18亿元，年复合增长率达27.3%。材料方面，高温合金（如Inconel625）与陶瓷基复合材料的应用逐步扩大，以应对频繁启停带来的热疲劳挑战。与此同时，清华大学与航天晨光联合开发的相变蓄热-换热一体化装置，在张家口示范项目中实现系统循环效率提升3.2个百分点，显示出技术融合的创新潜力。供应链层面，尽管高端密封件、耐高温垫片等辅材仍部分依赖德国EagleBurgmann、美国Garlock等进口品牌，但随着宝武钢铁、抚顺特钢等企业在特种钢材领域的突破，关键材料本地化配套率有望在2027年前达到90%以上。整体来看，上游核心设备供应体系正从“依赖引进”向“自主可控+协同创新”加速转型，为压缩空气储能规模化部署奠定坚实基础。4.2中游：系统集成与工程总包能力评估中国压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）产业中游环节聚焦于系统集成与工程总包（EPC）能力，是连接上游核心设备制造与下游电站运营的关键枢纽。该环节不仅决定了项目整体技术路线的落地效率，也直接影响储能系统的安全性、经济性与运行寿命。截至2024年底，国内具备CAES系统集成能力的企业数量已超过15家，其中以中储国能、清华大学能源互联网研究院孵化企业、陕鼓动力、东方电气、哈电集团等为代表的技术集成商占据主导地位。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《2024年中国储能产业发展白皮书》，2023年全国新增压缩空气储能装机容量约350MW，其中由具备EPC资质企业承建的比例高达87%，凸显中游企业在项目实施中的核心作用。系统集成能力的核心在于多专业协同设计与动态仿真优化。压缩空气储能系统涵盖压缩机、膨胀机、换热器、储气装置（盐穴、人工硐室或高压容器）、控制系统等多个子系统，各部件在高压、高温、变工况条件下的耦合性能对整体效率影响显著。例如，在江苏金坛60MW/300MWh盐穴压缩空气储能示范项目中，中储国能联合中科院工程热物理研究所开发了具有自主知识产权的非补燃式CAES系统，通过全流程热力学建模与实时控制算法优化，实现了系统往返效率达60.3%，较传统补燃式系统提升约15个百分点（数据来源：国家能源局《新型储能项目典型案例汇编（2023年版）》）。此类技术突破依赖于集成商在热力循环设计、材料兼容性分析、安全冗余配置等方面的深厚积累。工程总包能力则体现为从可研、设计、采购、施工到调试投运的全周期交付水平。当前国内CAES项目多采用“技术方+EPC联合体”模式，如山东肥城10MW盐穴项目由清华大学提供核心技术，山东电力工程咨询院负责EPC管理；而河北张家口100MW先进压缩空气储能项目则由中储国能独立承担EPC职责，实现设计—采购—施工高度一体化。据中国电力企业联合会统计，2023年CAES项目平均建设周期为22个月，较2021年缩短约6个月，主要得益于EPC企业标准化模块设计与预制化施工工艺的推广。尤其在储气库建设方面，具备地质勘探与地下工程经验的EPC单位（如中石油工程公司、中石化石油工程公司）正逐步介入，推动盐穴选址评估、造腔模拟、密封性测试等关键环节的专业化分工。值得注意的是，系统集成与EPC能力的区域分布呈现明显集聚特征。华东地区依托江苏、山东等地丰富的盐矿资源和电网调峰需求，聚集了全国约60%的CAES集成企业；华北地区则凭借张家口、大同等地的可再生能源基地配套储能政策，吸引多家央企背景EPC单位布局。此外，随着百兆瓦级项目成为主流，对EPC企业的资金实力、融资渠道及风险管控能力提出更高要求。2024年，中储国能完成B轮融资超10亿元，东方电气设立专项储能工程基金，均反映出资本对中游环节重资产属性的认可。与此同时，行业标准体系尚不健全，现行《压缩空气储能系统技术导则》（NB/T11025-2022）仅覆盖基础技术参数，缺乏针对EPC全过程的质量验收与性能考核细则，导致部分项目在并网后出现效率衰减或运维成本超预期等问题。未来五年，随着《“十四五”新型储能发展实施方案》明确支持百兆瓦级CAES示范工程建设，中游环节将加速向高集成度、智能化、标准化方向演进。具备自主知识产权系统架构、掌握地下储气核心技术、拥有大型能源工程EPC业绩的企业将在市场竞争中占据先机。同时，跨行业资源整合将成为趋势，如电力设计院与装备制造企业联合组建CAES专项工程公司，或引入国际EPC巨头（如西门子能源、GEVernova）开展技术合作，共同提升中国压缩空气储能项目的全球交付能力与技术话语权。企业名称主导项目数量（截至2025）最大单体项目规模（MW）核心技术自主化率（%）EPC综合能力评级中储国能（北京）310090A+清华大学/华能集团联合体25085A东方电气集团110080A中国能建210075B+上海电气13070B4.3下游：电网侧、电源侧及用户侧应用场景拓展压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）作为新型长时储能技术的重要组成部分，近年来在中国能源结构转型与新型电力系统构建背景下加速发展。其下游应用场景主要涵盖电网侧、电源侧及用户侧三大维度，各类场景对储能系统的技术特性、响应速度、经济性及调度灵活性提出差异化需求，推动CAES技术路径持续优化与商业模式创新。在电网侧，压缩空气储能项目正逐步承担起调峰、调频、备用容量及黑启动等关键功能。国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，到2025年新型储能装机规模将达到30GW以上，其中长时储能占比显著提升。截至2024年底，中国已建成投运的百兆瓦级压缩空气储能项目包括江苏金坛60MW盐穴压缩空气储能示范项目、山东肥城100MW先进压缩空气储能电站以及河北张家口100MW项目，合计装机容量超过260MW。这些项目普遍接入区域主网，参与省级电力辅助服务市场，具备4小时以上连续放电能力，度电成本已降至0.45元/kWh左右（数据来源：中关村储能产业技术联盟CNESA《2024年中国储能产业发展白皮书》）。随着2025年全国统一电力市场体系加速建设，电网侧CAES项目将更多通过容量租赁、辅助服务补偿及现货市场套利实现收益闭环。在电源侧，压缩空气储能与风电、光伏等间歇性可再生能源深度耦合，成为提升新能源消纳能力与出力稳定性的关键技术支撑。以西北、华北等风光资源富集区域为例，2023年全国弃风弃光率分别为3.1%和1.7%，虽较往年有所下降，但在局部地区仍存在时段性、结构性弃电问题。压缩空气储能凭借其大规模、长周期、低成本优势，可有效平抑新能源出力波动，实现“源网荷储”一体化运行。例如，内蒙古乌兰察布“风光储一体化”基地配套建设的100MW/400MWh压缩空气储能项目，通过与200MW风电场协同调度，使综合利用率提升约8个百分点（数据来源：国家可再生能源中心《2023年度可再生能源并网运行情况报告》）。此外，部分新建大型风光基地在项目核准阶段即被要求配置不低于10%—20%的储能容量，且持续时间不少于2小时，政策导向进一步强化了CAES在电源侧的应用刚性需求。预计到2030年，电源侧压缩空气储能装机规模有望突破5GW，占新型储能总装机比重约15%。用户侧应用场景则聚焦于工商业园区、数据中心、高耗能企业等对供电可靠性与电价敏感度较高的终端负荷主体。此类用户通常面临两部制电价、需量电费管理及停电损失风险，压缩空气储能可通过削峰填谷、需量控制及应急备电等方式创造直接经济价值。尽管当前用户侧CAES项目数量较少，主要受限于初始投资高、占地面积大等因素，但随着模块化、小型化技术突破及融资租赁等金融工具介入，商业化路径正在打开。2024年，浙江某化工园区试点建设的10MW/80MWh非补燃式压缩空气储能系统，通过参与分时电价套利与需量管理，年节省电费超600万元，投资回收期缩短至7年以内（数据来源：中国能源研究会储能专委会《2024年用户侧储能应用案例汇编》）。未来，在碳关税（CBAM）压力及绿色电力交易机制完善背景下，用户侧CAES还可与绿电直供、碳资产开发等模式结合，形成多维收益结构。综合来看，电网侧、电源侧与用户侧三大应用场景协同发展，将共同构筑中国压缩空气储能产业2026—2030年规模化发展的核心驱动力，技术迭代、政策适配与商业模式创新将成为决定市场渗透速度的关键变量。应用场景2025年累计装机占比（%）典型项目示例平均储能时长（h）主要收益来源电网侧（调峰/调频）55江苏金坛60MWCAES6–8容量电费+辅助服务补偿电源侧（风光配套）30张北100MW风光储一体化项目4–8减少弃风弃光+容量租赁用户侧（工业园区）10山东东营化工园区10MW项目4–6峰谷套利+需量管理独立储能电站4湖北应城300MWCAES（在建）8–10电力市场交易+容量租赁应急备用电源1某国防基地5MW示范项目>12政府采购服务五、关键技术瓶颈与创新方向5.1高效压缩与膨胀过程能量损失控制在压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）系统运行过程中，压缩与膨胀阶段的能量转换效率直接决定了整体系统的经济性与技术可行性。当前主流的先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）和液态空气储能（LAES）技术路线中，压缩机与膨胀机作为核心能量转换设备，其内部流动损失、热力学不可逆性及机械摩擦等因素共同导致显著的能量损耗。根据中国科学院工程热物理研究所2024年发布的《压缩空气储能关键技术发展白皮书》数据显示，在典型100MW级AA-CAES示范项目中，压缩过程的等熵效率普遍介于82%至87%之间，而膨胀过程的等熵效率则处于85%至89%区间，两者合计造成的能量损失约占系统总输入能量的25%–30%。这一损耗比例远高于抽水蓄能（约10%–15%）和锂离子电池储能（约5%–8%），成为制约CAES大规模商业化应用的关键瓶颈。为有效控制压缩与膨胀过程中的能量损失，近年来行业在多维度技术路径上取得实质性突破。在压缩环节，采用多级压缩配合级间冷却技术可显著降低压缩功耗。清华大学能源与动力工程系研究团队通过数值模拟与实验验证指出，将传统三级压缩优化为四级带中间冷却结构，并结合变转速离心式压缩机控制策略，可在额定工况下将压缩过程㶲损失降低12.3%。同时，引入高效换热器回收压缩热并用于后续膨胀阶段预热空气，是提升系统整体热效率的核心手段。江苏金坛60MW/300MWh盐穴压缩空气储能国家示范项目实测数据显示，通过集成高温蓄热系统（工作温度达300℃以上），系统往返效率由传统非补燃型CAES的40%–45%提升至60.3%，其中压缩热回收贡献率达18.7个百分点。此外，压缩机叶轮材料与涂层技术的进步亦不容忽视，采用镍基高温合金与纳米陶瓷复合涂层可有效抑制高速旋转下的气动激波与边界层分离，进一步减少流动损失。在膨胀阶段，能量损失主要来源于气体膨胀做功过程中的非理想膨胀、泄漏损失及排气余压浪费。哈尔滨工业大学2023年发表于《工程热物理学报》的研究表明，采用多级膨胀配合再热技术可有效逼近等温膨胀过程，从而提升膨胀功输出。以三段式膨胀机为例，在每级出口设置蓄热介质回注点，使进气温度维持在250℃以上，可将膨胀过程㶲效率提高至91.2%。与此同时，膨胀机内部流道的精细化设计亦至关重要。通过CFD仿真优化喷嘴与动叶栅几何参数，结合激光增材制造技术实现复杂内流通道的一体化成型，能够显著降低二次流与尾迹损失。国家能源集团在湖北应城建设的100MW级AA-CAES项目中，采用自主研发的高负荷轴流式膨胀机，实测等熵效率达88.6%，较进口同类设备提升约3.5个百分点。除设备本体优化外，系统级协同控制策略对能量损失控制同样具有决定性作用。中国电力科学研究院开发的“压缩-储热-膨胀”动态耦合调控模型，基于实时负荷预测与气象数据，动态调整压缩机入口导叶开度、蓄热罐充放热速率及膨胀机背压设定值，使系统在部分负荷工况下仍能维持较高效率。2024年山东肥城10MW压缩空气储能电站运行数据显示，该策略使全年平均往返效率提升4.2%，尤其在低谷电价时段充电、高峰时段放电的典型调度模式下，能量利用率提高尤为显著。此外，数字化孪生技术的应用也为压缩与膨胀过程的精细化管理提供了新路径。通过构建高保真度数字模型，对设备运行状态进行毫秒级监测与故障预警，可避免因喘振、堵塞或过热导致的非计划停机与效率骤降。展望2026–2030年，随着超临界压缩空气储能、混合工质循环等前沿技术的逐步成熟，压缩与膨胀过程的能量损失有望进一步压缩。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）预测，到2030年，通过材料、结构、控制与系统集成的多维协同创新，先进CAES系统的往返效率将突破70%，压缩与膨胀环节的综合㶲效率有望达到92%以上。在此背景下，投资方应重点关注具备高效压缩膨胀设备自主研发能力、掌握高温蓄热集成技术及拥有大型项目实证经验的企业，优先布局具备地质条件优势（如盐穴、废弃矿井）且电网接入便利的区域，以实现技术效益与经济回报的双重最大化。5.2大规模储气库选址与地质安全性评估大规模储气库选址与地质安全性评估是压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）项目成功实施的关键前置环节，直接关系到系统运行的稳定性、经济性与长期安全性。在中国推进“双碳”目标背景下，CAES作为长时储能技术的重要路径，其发展依赖于具备良好密封性、足够容积和适宜埋深的地下储气空间，而盐穴、废弃矿井、含水层及枯竭油气藏等天然地质构造成为主要候选载体。其中，盐穴因其高密封性、低渗透率、良好可塑性以及成熟造腔工艺，被广泛视为最优选择。根据中国科学院武汉岩土力学研究所2024年发布的《中国盐穴型压缩空气储能资源潜力评估报告》，全国具备开发潜力的盐矿分布主要集中于江苏金坛、湖北应城、山东泰安、河南平顶山及四川自贡等地，初步估算可支撑总装机容量超过30GW的CAES项目。以江苏金坛为例，中盐金坛盐化有限责任公司已建成国内首个商业化盐穴压缩空气储能电站——金坛60MW/300MWh项目，其利用深度约1000米的盐穴，单腔有效容积达20万立方米以上，运行压力范围为4.5–7.5MPa，经国家能源局2023年验收数据显示，系统循环效率达60.3%，验证了盐穴储气库在工程实践中的可行性与可靠性。地质安全性评估涵盖构造稳定性、地层密封能力、岩体力学特性、地下水文条件及诱发地震风险等多个维度。构造稳定性要求选址区域远离活动断裂带，地震动峰值加速度（PGA）应控制在0.1g以下，依据《GB50011-2010建筑抗震设计规范》及中国地震台网中心2025年最新地震危险性区划图，华北平原、江汉盆地及四川盆地东部等区域整体构造活动较弱，具备良好的区域稳定性基础。地层密封能力则通过盖层岩性、厚度及突破压力进行量化评估，典型盐穴上方需有厚度不少于100米的泥岩或膏盐层作为主密封层，其突破压力应高于运行最大压力1.5倍以上。中国地质调查局2024年对金坛地区开展的三维地震勘探与钻孔测试表明，该区域盖层平均厚度达150米，突破压力实测值为12.8MPa，显著高于CAES运行上限，有效防止气体泄漏。岩体力学特性方面，盐岩蠕变行为直接影响腔体长期形态稳定性，需通过室内三轴蠕变试验与数值模拟相结合的方式预测腔体变形趋势。清华大学能源互联网研究院联合中石油勘探开发研究院于2023年建立的盐穴蠕变本构模型显示，在7MPa运行压力下，金坛盐穴年均径向收缩率约为0.8%，处于可控范围，腔体寿命预计可达30年以上。地下水文条件评估重点在于防止压气过程中卤水迁移或淡水污染。盐穴造腔阶段产生的卤水若处置不当，可能影响周边含水层水质。生态环境部《地下水污染防治实施方案（2021–2025年）》明确要求CAES项目须配套建设卤水回注或资源化利用系统。目前金坛项目已实现卤水100%回注至深层非饮用含水层，并通过实时监测井网对周边地下水水质进行动态监控，近三年未发现氯离子浓度异常升高。诱发地震风险虽在CAES中概率较低，但仍需纳入评估体系。美国能源部2022年研究指出，当注入压力低于地层最小主应力且日注气量控制在50万立方米以内时，微震事件基本可忽略。中国地震局地球物理研究所基于金坛项目2021–2024年微震监测数据，共记录到ML<1.0级事件17次，无感且未对地表设施造成影响，证实合理控制运行参数可有效规避诱发地震风险。综合来看，科学严谨的多维度地质安全性评估体系，结合高精度地质建模、长期监测机制与应急预案，是保障中国大规模压缩空气储能项目安全、高效、可持续发展的核心支撑。六、政策环境与标准体系现状6.1国家及地方层面支持政策梳理（2020–2025）自2020年以来，中国压缩空气储能（CompressedAirEnergyStorage,CAES）产业在国家“双碳”战略目标引领下，获得政策层面的持续关注与系统性支持。国家发展和改革委员会、国家能源局等主管部门陆续出台多项纲领性文件，明确将压缩空气储能纳入新型储能技术体系予以重点扶持。2021年7月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），首次在国家级政策中明确提出“积极稳妥推进压缩空气储能等长时储能技术商业化应用”，为该技术路线提供了顶层设计依据。同年12月，《“十四五”新型储能发展实施方案》进一步细化发展目标，提出到2025年实现包括先进压缩空气储能在内的一批关键技术装备自主化，并建成若干百兆瓦级示范项目。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2024年底，全国已投运压缩空气储能项目累计装机容量达380兆瓦，其中江苏金坛60兆瓦盐穴压缩空气储能电站、山东肥城10兆瓦先进绝热压缩空气储能示范项目等均被列入国家能源局首批科技创新（储能）试点示范名单。在财政与价格机制方面，国家层面通过专项补贴、绿色金融及电力市场机制优化等方式强化对压缩空气储能项目的经济可行性支撑。2022年3月，财政部、国家发改委发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，鼓励地方政府对新型储能项目给予投资补助或贷款贴息。2023年5月，国家能源局印发《新型储能项目管理规范（暂行）》，明确压缩空气储能项目可参与电力辅助服务市场，并享受容量电价补偿机制试点政策。例如，江苏省在2023年率先将压缩空气储能纳入电网侧储能容量租赁收益分配机制，允许项目业主通过向新能源发电企业出租储能容量获取稳定收益。此外，中国人民银行于2022年推出的碳减排支持工具亦覆盖压缩空气储能技术研发与工程应用，相关项目可申请低至1.75%的再贷款利率。根据国家能源局2024年发布的《新型储能产业发展年度报告》，2023年全国压缩空气储能领域吸引社会资本投资超42亿元，同比增长135%，显示出政策激励对产业资本的显著引导作用。地方层面，多个具备资源禀赋或产业基础的省份相继出台专项支持政策，形成差异化发展格局。河北省依托丰富的废弃矿井资源，在《河北省“十四五”新型储能发