2026年新能源xMW风电项目立项报告

2026/09/15基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目立项报告汇报人：XXCONTENTS目录01

项目背景与建设必要性02

项目概况与选址分析03

技术方案与系统设计04

工程建设与管理方案05

投资估算与效益分析06

项目示范价值与推广前景项目背景与建设必要性01双碳目标下能源转型发展需求

01高比例新能源消纳的调节需求截至2025年底，我国风电、光伏装机已突破12亿千瓦，间歇性、波动性特征导致部分地区弃风弃光率超5%，需要大规模长时储能调节系统出力，提升新能源整体消纳水平至95%以上。

02新型电力系统安全稳定运行需求随着火电占比持续下降，电力系统惯量、爬坡等调节能力不足，需要大容量储能提供调峰、调频、黑启动、备用等多维度支撑，保障系统安全稳定运行。

03长时储能技术缺口填补需求当前主流电化学储能多以短时储能为主，无法满足4小时以上长时调峰需求，压缩空气储能具备大容量、长寿命、低成本优势，可填补长时储能赛道缺口。

04示范项目引领产业升级需求百兆瓦级压缩空气储能项目可实现核心技术、装备制造、工程建设全链条验证，推动技术标准化、产业规模化，为后续全国大范围推广积累成熟经验。长时储能发展现状与市场缺口长时储能行业发展背景

随着我国新能源装机规模持续扩大，2025年风电光伏总装机已突破12亿千瓦，间歇性、波动性问题凸显，4小时以上长时储能需求快速增长，压缩空气储能成为长时储能领域的核心技术路线之一。压缩空气储能发展现状

截至2026年8月，我国已投运百兆瓦级压缩空气储能项目超5个，其中山东肥城300MW先进压缩空气储能电站系统综合效率达72.1%，百兆瓦级技术已实现工程化应用，核心装备压缩机、膨胀机已实现100兆瓦级国产化。政策支持现状

国家层面将压缩空气储能纳入《"十四五"新型储能发展实施方案》《新型储能制造业高质量发展行动方案》重点支持方向，2024-2026年密集出台5项核心国家标准，覆盖技术要求、并网、设计、调试全流程，行业标准体系已全面建成。长时储能市场缺口测算

根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，2027年我国新型储能装机目标达1.8亿千瓦，其中长时储能占比需达到20%以上，当前已投运长时储能装机不足1000万千瓦，市场缺口超2600万千瓦，发展空间广阔。压缩空气储能技术的应用优势

长时储能适配性强，满足新型电力系统需求压缩空气储能可实现4-12小时及更长时长的储能，适配新能源大基地调峰、新能源消纳需求，能有效解决风光发电间歇性问题，可将新能源利用率提升至95%以上。

安全环保性突出，使用寿命长无电化学储能热失控风险，不依赖特殊化学材料，清洁无污染；系统使用寿命可达30年以上，部分项目设计寿命超40年，全生命周期成本优势显著。

地形适配范围广，装机容量弹性大可依托盐穴、废弃矿洞、人工硐室、高压储罐等多种储气形式，既可以利用废弃地质空间降低建设成本，也可在无天然储气条件的地区人工建设，不受地理条件严格限制；单机功率可覆盖几兆瓦到数百兆瓦，满足不同规模场景需求。

度电成本较低，多元收益模式清晰随着技术进步，百兆瓦级压缩空气储能度电成本已逐步下降，可同时参与容量市场、电量市场、辅助服务市场，获取容量补偿、峰谷价差套利、调频备用等多元收益，商业化投资价值持续提升。国家层面政策支持方向

核心技术装备研发支持2025年2月《新型储能制造业高质量发展行动方案》明确提出，加快发展压缩空气等长时储能技术，重点提升技术经济性和系统能量转换效率，核心装备研发纳入国家重点技术创新支持序列。

工程化示范应用推动2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》要求，推动百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用，支持百兆瓦级先进压缩空气储能系统应用技术示范项目落地。

行业标准体系建设规划2023年国标委《新型储能标准体系建设指南》将压缩空气储能纳入标准建设规划，截至2026年已落地《电力储能用压缩空气储能系统技术要求》等多项国家级核心标准，形成覆盖全产业链的标准体系。

并网与质量监管规范2026年国家能源局印发《新型储能电站建设工程质量监督大纲》，明确100兆瓦及以上压缩空气储能电站设置2个必监节点，针对大容量储气库、分体式核心设备增设专项监督节点，规范工程建设质量保障项目安全运行。地方层面产业发展规划要求单击此处添加正文

华北地区：依托示范项目落地推进规模化发展河北省2023年已批复张北基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目建设用地，同意征收3.6066公顷集体农用地用于项目建设，推进百兆瓦级技术示范落地。内蒙古地区：结合风光基地布局探索多元示范模式乌兰察布已核准100兆瓦/400兆瓦时大规模压缩空气储能示范项目，采用60%压缩空气+40%磷酸铁锂混合储能技术；赤峰高新区规划风光基地配套100MW压缩空气储能试点，探索共享储能电站运营模式。山西省：明确长时储能商业化示范发展目标山西省2026年发布《新型储能高质量发展实施方案》，提出到2027年实现压缩空气储能等长时储能技术商业化示范应用，到2030年形成技术先进、运行高效的新型储能体系，重点推动有条件地区开展压缩空气储能技术示范。河南省：完善价格激励支持煤电融合储能发展河南省2026年发布《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，明确健全容量电价补偿机制，支持煤电与压缩空气储能联合运行优化调节能力，2026年8月济源660MW/3960MWh压缩空气储能电站已启动EPC招标。项目建设的必要性总结适配国家能源转型战略需求响应双碳目标下新型电力系统建设要求，落实国家《“十四五”新型储能发展实施方案》中百兆瓦级压缩空气储能工程化应用要求，填补长时大规模储能供给短板。破解高比例新能源消纳难题项目配套新能源基地开发，可实现4小时以上长时储能，平滑新能源出力波动，预计可提升区域新能源消纳率至95%以上，降低弃风弃光损失。带动全产业链国产化升级依托国内已突破的百兆瓦级压缩空气储能压缩机、膨胀机核心技术，带动上游装备制造、中游系统集成、下游运营服务全产业链发展，预计带动本地关联产业新增产值超百亿元。保障区域电力系统安全稳定可承担电网调峰调频、紧急备用电源功能，提升区域顶峰保供能力，适配新能源高占比下电网调节需求，增强电力系统应对负荷波动的韧性。项目概况与选址分析02项目基本信息与核心目标项目名称与建设地点本项目为基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目，建设地点位于河北省张家口市张北县，总占地面积约对应征收集体农用地3.6066公顷。项目建设规模与组成项目包含500兆瓦光伏工程、300兆瓦风电项目，同步建设2座220千伏升压汇集站，核心为百兆瓦级先进压缩空气储能系统，整体构成综合能源应用示范体系。项目技术路线选择项目采用百兆瓦级先进非补燃压缩空气储能技术，自主研发全套核心设备，储能阶段利用低谷电压缩空气储存，释能阶段回收压缩热驱动膨胀机发电，系统额定效率不低于70%，使用寿命不低于30年。项目核心发展目标项目瞄准张北新能源基地调峰消纳需求，建成后年可发电约1.32亿度，年节约标准煤约4.2万吨，减少二氧化碳排放约10.9万吨，验证百兆瓦级压缩空气储能商业化应用可行性，为新能源大基地长时储能提供示范样板。选址区位与交通条件分析项目选址基本概况本项目选址位于河北省张家口市张北县，站址距北京市区直线距离约220千米，海拔高度约1340米，总规划占地面积满足500兆瓦光伏+百兆瓦压缩空气储能综合能源示范项目建设需求。区域能源资源禀赋条件张北县属于河北省风电光伏新能源富集区，太阳能年辐照总量超过5200兆焦/平方米，年平均风速超过6.2米/秒，风光资源稳定优质，可为压缩空气储能项目提供充足的低价富余新能源电力。地质条件适配性分析张北县区域内分布有多处废弃矿坑与天然岩穴，经过地质勘察可改造为大容量地下储气空间，无需大规模开凿全新储气洞室，预计可降低储气库土建工程成本约35%。区位交通条件分析项目选址紧邻张石高速公路与207国道，距离张北县货运站仅28千米，大件运输通道条件完善，可满足百兆瓦级压缩空气储能压缩机、膨胀机等核心设备的运输需求。区域新能源产业基础分析01区域新能源开发装机规模基础我国多个示范项目所在区域新能源产业发展成熟，如内蒙古风光装机规模超1亿千瓦，张北县风光基地已形成500兆瓦级光伏开发规模，为压缩空气储能提供充足的适配应用场景。02区域地质条件适配性基础多个区域具备天然储气条件：江苏、山东有大量闲置盐穴资源，吉林舒兰等区域多山地河谷，可利用废弃矿洞改造储气库，能够降低压缩空气储能项目土建成本超30%。03产业链配套基础国内已形成完整压缩空气储能产业链，河北、内蒙古、江苏等地依托装备制造产业集群，可实现压缩机、膨胀机等核心设备本地供应，缩短项目建设周期约6个月。04政策配套支持基础多省市已出台专项支持政策，河南明确压缩空气储能享受容量补偿机制，内蒙古规划100MW级压缩空气储能示范项目，山西将压缩空气储能纳入2026-2027年商业化示范发展目标，为项目落地提供政策保障。选址地质条件优势分析

天然地下空间资源充足项目选址区域分布有大量天然地下洞穴、废弃矿洞资源，可直接改造为压缩空气储气库，无需大规模开挖建设，土建工程成本可降低30%以上。

地质结构稳定安全性高选址区域地质构造稳定，地震活动频次低、强度弱，地下储气库围岩密封性好，经勘测储气系统保压率可达到99.2%，满足国家标准不低于99%的要求。

地形适配工程建设需求选址区域整体坡度平缓，开阔场地充足，适合布局地面厂房、升压站等配套设施，同时周边交通网络完善，便于大型核心设备运输与工程施工开展。

环境影响可控风险低选址远离居民区、生态保护区和重要水源地，地下储气建设对地表生态和居民生产生活影响小，环境评价风险等级低，项目环评审批流程顺畅。配套保障条件分析

国家政策层面保障国家发改委、能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确2027年新型储能装机目标1.8亿千瓦以上，重点支持压缩空气储能示范项目，转向市场驱动发展模式，为项目落地提供顶层政策支撑。

技术标准体系保障当前压缩空气储能已形成覆盖技术要求、设计、并网、质量监督的全链条标准体系，包括GB/T43687-2024《电力储能用压缩空气储能系统技术要求》、国家能源局《新型储能电站建设工程质量监督大纲》等，为项目建设提供明确规范依据。

核心装备技术保障我国已突破百兆瓦级压缩空气储能核心装备技术，2026年2月成功研制国际首套单机101兆瓦压缩空气储能压缩机，效率达88.1%，拥有完全自主知识产权，核心设备实现国产化，可满足项目大规模建设需求。

地方资源要素保障项目选址舒兰市，境内具备可利用的地下洞穴、废弃矿洞等天然地质条件，可降低储气库建设成本；项目已纳入区域电力系统优化布局，可获得省级层面规划支持与土地、能源等资源要素倾斜。技术方案与系统设计03总体技术路线选择说明

01核心技术路线：非补燃先进压缩空气储能本项目选择非补燃式先进压缩空气储能技术路线，无需依赖天然气补燃，实现零碳排放，系统循环综合效率可达70%以上，符合双碳发展目标。

02技术原理说明项目在电力负荷低谷或新能源出力富余时段，利用低谷低价电能驱动压缩机将空气压缩，存储于地下密闭储能空间，同时回收压缩热存储于储热系统；在负荷高峰时段，释放高压空气并利用存储的压缩热加热，驱动膨胀机带动发电机发电，实现电能的时空转移。

03对比传统补燃技术的优势相比传统补燃压缩空气储能，本技术路线无需消耗化石燃料，单位度电碳排放降低90%以上，且不受天然气价格波动影响，项目运行经济性更稳定，环境效益更突出。

04技术成熟度验证本技术路线已通过山东肥城300MW先进压缩空气储能国家示范项目验证，该项目2024年并网运行，系统综合效率达72.1%，设计寿命超40年，技术成熟可靠，可直接复制推广。压缩空气储能核心系统设计

压缩储能系统设计核心为大功率高压压缩机，本项目采用国际首台101兆瓦自主研发压缩机，最高排气压力10.1兆帕，效率达88.1%，变工况范围覆盖38.7%-118.4%，满足大规模长时储能的压缩需求。

膨胀释能系统设计采用高负荷膨胀机设计，匹配压缩机压缩参数，可将高压空气内能高效转化为机械能带动发电机发电，针对百兆瓦级系统完成全三维流动优化，膨胀效率可达87%以上，设计寿命不低于30年，满足万次以上启停循环要求。

储换热系统设计采用先进绝热非补燃技术路线，设置级间换热装置回收压缩热，采用熔融盐作为储热介质，实现压缩热的高效存储与利用，无需补燃化石燃料，系统整体效率可提升至70%以上，零排放无污染。

储气系统设计本项目依托区域废弃矿洞改造为地下储气库，设计保压率不低于99%，满足百兆瓦级系统4小时以上持续释能的储气需求，相比新建储气库可降低土建成本40%以上，储气系统设计使用寿命不低于40年。核心设备参数与选型方案

压缩空气储能压缩机选型方案选用国际首台单机功率101兆瓦压缩空气储能压缩机，最高排气压力达10.1兆帕，变工况范围38.7%-118.4%，最高效率达88.1%，具备完全自主知识产权，单位成本较传统设备降低超50%。

空气膨胀机参数要求配套选用100兆瓦级高负荷膨胀机，设计效率不低于89%，可满足万次以上启停循环要求，适配百兆瓦级系统运行，已突破全套核心加工技术，实现国产化自主可控。

储气系统参数设计本项目地下储气库总储气容量设计为35万立方米，设计运行压力区间6-10兆帕，保压率不低于99%/天，满足项目100兆瓦/400兆瓦时储能时长要求，符合GB/T43687-2024行业标准。

储换热系统选型方案采用高效紧凑式板式换热器，总换热面积不低于12000平方米，换热效率不低于98%，选用熔盐作为储热介质，可稳定存储压缩过程产生的热量，系统综合效率提升至70%以上。综合能源配套系统设计

多能互补协同架构设计项目构建"百兆瓦压缩空气储能+300兆瓦风电+光伏发电"多能互补架构，以压缩空气储能平抑新能源出力波动，配套2座220千伏升压汇集站实现电力稳定外送。

储能核心子系统设计压缩储能单元采用101兆瓦级自主研发压缩机，最高排气压力10.1兆帕，效率达88.1%；储气系统依托区域地质条件优化空间设计，保压率不低于99%，满足百兆瓦级系统2小时以上持续释能要求。

储换热系统优化设计采用非补燃先进压缩空气储能技术路线，配置级间高效换热器回收压缩热，释能阶段利用存储热量预热空气，系统整体循环电效率不低于70%，满足GB/T43687-2024对大型系统的效率要求。

电网接入与调度系统设计严格遵循GB/T46373-2025《压缩空气储能电站接入电网技术规定》，配置标准的一次调频、继电保护、调度通信模块，支持压缩空气储能电站参与电力现货市场和辅助服务市场，获取多元收益。智能化监控与调度系统设计系统整体架构设计采用“感知层-网络层-平台层-应用层”四层架构，感知层部署多维度传感设备采集压力、温度、振动等运行参数，平台层依托云边协同架构实现数据存储与AI分析，应用层覆盖运行监控、智能调度、故障预警等核心功能。多源数据采集与感知体系针对压缩空气储能系统核心环节配置监测节点：储气库部署压力传感器、形变监测设备，保压率监测精度达0.1%/天；压缩机、膨胀机配置振动、温度传感器，采样频率达100Hz，可实时捕捉设备异常状态。AI驱动的智能调度策略融合电网负荷预测、新能源出力预测数据，采用强化学习算法优化储能充放电计划，可自动响应电力现货市场价格信号与辅助服务需求，提升项目整体收益8%-12%；同时支持源网荷储协同调度，提升区域新能源消纳能力。故障预警与安全防护功能基于压缩空气储能压缩机集成监测等专利技术，构建设备故障诊断模型，可提前72小时识别转子不平衡、气流喘振等潜在故障，预警准确率达92%以上；设置三级安全防护机制，异常工况下可实现自动紧急停机，保障项目运行安全。技术合规性对标国家现行标准

系统性能指标对标GB/T43687-2024本项目为百兆瓦级大型压缩空气储能系统，设计循环电效率达68%，高于国家标准要求的60%下限，储气系统保压率99.2%，满足标准不低于99%的要求，使用寿命设计为40年，远超标准不少于30年的要求。工程质量对标《新型储能电站建设工程质量监督大纲》本项目规模为100兆瓦/400兆瓦时，符合大纲100兆瓦及以上工程强制监督要求，已按大纲设置地下储气库投用前、机组整套启动试运前两个必监节点，针对35万立方米大容量储气库增设排卤前专项监督节点。调试工作对标即将实施的《压缩空气储能电站调试导则》本项目调试方案已参照国标《压缩空气储能电站调试导则》制定，分压缩储能系统、膨胀释能系统、储换热系统等7个分系统开展调试，后续将按要求完成压缩储能、膨胀释能全流程联合调试。并网运行对标GB/T46373-2025《压缩空气储能电站接入电网技术规定》本项目已按照标准要求完成并网控制、一次调频、继电保护、调度通信等环节设计，满足10kV及以上压缩空气储能电站并网技术要求，可合规参与电力现货与辅助服务市场。工程建设与管理方案04总平面布局与建设内容项目场址选址布局本项目基于百兆瓦级先进压缩空气储能系统建设，场址依托区域既有电网通道与地质条件选址，总占地面积约220亩，配套新建110千伏升压站一座，满足项目送出接入需求。地下储气系统布局本项目因地制宜选择地下盐穴储气方案，规划2座大容量盐穴储气库，总储气容积达36万立方米，采用单腔储存布置，配套建设注排卤工艺系统与压力监测设施，储气系统设计保压率不低于99%，满足百兆瓦级系统长时间储气要求。地面工艺系统布局地面功能区集中布置压缩储能区、膨胀释能区、储换热区、中控区与公用辅助区，其中主厂房布置1台100兆瓦压缩机组与1台100兆瓦膨胀发电机组，储热系统采用熔盐双罐布置，总储热容量满足6小时满发释能需求。配套公用工程建设内容配套建设供水、供电、消防、通信等公用辅助设施，新建供水管道接入市政供水管网，厂区设置独立消防水池与消防泵组，中控系统配置全流程数字化监测平台，实现各系统运行状态实时监控与智能调节。建设阶段划分与进度安排前期准备阶段（第1-6个月）完成项目可行性研究报告编制与评审，办理项目核准、用地预审、节能审查、环境影响评价等审批手续，完成项目勘察设计与征地拆迁工作，落实项目建设资金。工程建设准备阶段（第7-12个月）完成项目施工总承包、设备采购招标工作，签订相关合同；完成施工现场"三通一平"，办理施工许可证，组织施工、监理单位进场，做好技术交底与施工图纸会审工作。主体工程施工阶段（第13-30个月）依次完成地下储气库开挖与衬砌加固、地面厂房土建施工、核心设备（压缩机、膨胀机、发电机组等）安装调试、电气与监控系统安装等工程内容，同步完成配套升压站建设。调试验收投产阶段（第31-36个月）按照《压缩空气储能电站调试导则》国家标准要求，完成分系统调试与整套联合试运转，开展项目竣工验收与并网验收，办理项目备案手续，正式投入商业运营。工程质量监督管控要点

质量监督适用范围根据2026年5月国家能源局发布的《新型储能电站建设工程质量监督大纲》，本项目为百兆瓦级规模，属于电源侧压缩空气储能电站，符合该大纲100兆瓦及以上压缩空气储能电站质量监督的适用要求，需纳入强制性质量监督管理。

核心必监节点管控本项目设置两大强制必监节点，一是地下储气库投用前，需完成密封性、结构稳定性检测验收；二是机组整套启动试运前，需完成所有核心设备安装调试的质量核验，两项节点未通过监督不得进入下一工序。

专项监督节点设置本项目地下储气库储气容量达XX万立方米，大于30万立方米标准，需增设盐穴储气库排卤前、新建洞室储气库衬砌前两个专项监督节点，针对核心结构施工质量进行专项核查。

全流程质量管控要求项目严格遵循大纲要求建立质量管控体系，从地基处理、主要设备安装到厂用电受电、建筑交付全建设时序设置监督节点，落实工程参建各方质量责任，从源头杜绝安全隐患。安全施工与风险防控措施地下储气库施工安全管控依据《新型储能电站建设工程质量监督大纲》要求，针对容量≥30万立方米的地下储气库，设置盐穴排卤、洞室衬砌专项监督节点，严格落实地质稳定性监测，每72小时开展一次气密性检测，确保储气结构安全。核心设备安装质量防控针对压缩机、膨胀机等核心大型设备，分体供货设备设置扣盖前专项监督节点，安装前完成第三方无损检测，严格控制轴系振动值不超过0.02毫米，符合百兆瓦级设备安装精度要求。施工全过程安全监测体系建立“施工-监理-质监”三级监测体系，对高边坡开挖、高压管道试压、大件吊装等危险工序编制专项预案，落实专人旁站监督，所有施工人员均完成三级安全培训考核方可上岗。并网前安全验收管控严格落实机组整套启动试运前必监要求，完成全系统气密性试验、联锁保护试验、涉网安全试验，所有试验指标符合GB/T43687-2024标准要求后，方可进入试运行阶段。投资估算与效益分析05总投资估算与资金筹措

项目总投资估算本基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目总投资50亿元，其中固定资产投资40亿元，占总投资80%；流动资金10亿元，占总投资20%。固定资产投资主要用于储气库建设、核心装备采购、厂房建设及输电配套工程，流动资金用于初期运维与原材料储备。

资金筹措方案项目资本金比例不低于总投资的30%即15亿元，由项目发起方以自有资金出资；剩余35亿元拟通过多种方式融资：申请国开行长期低息储能专项贷款20亿元，引入绿色产业基金股权投资10亿元，申请地方新型储能专项补贴5亿元。

资金使用计划项目建设期为2年，建设期内资金分阶段投入：第一年投入固定资产投资25亿元，用于征地拆迁、地下储气库开挖、核心设备预订；第二年投入固定资产投资15亿元与全部流动资金10亿元，用于设备安装调试、并网工程施工与初期运营周转。

投融资合规性分析本项目符合国家《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）》支持方向，可享受绿色项目融资优惠政策，资本金比例、融资结构均符合固定资产投资项目资本金管理相关规定。经济效益分析

项目投资规模估算本项目总投资约50亿元，其中固定资产投资40亿元，流动资金10亿元，项目建设期为2年，符合百兆瓦级压缩空气储能项目的平均投资强度水平。运营期收益测算项目达产后预计年销售收入25.3亿元，年净利润6.25亿元，投资利润率17%，税后投资回收期8年，收益水平处于长时储能项目合理区间。成本结构分析项目固定成本主要为核心设备折旧、土地成本和运维费用，可变成本为低谷时段购电成本；依托压缩空气储能30年以上的设计寿命，单位储能度电成本低于0.3元，具备市场竞争力。政策收益加持项目可享受新型储能容量补偿、绿电交易收益、辅助服务收益多重政策红利，参考河南容量补偿标准，本项目每年可获得额外容量补偿收益超8000万元，提升项目整体盈利水平。社会效益与生态效益分析

提升新能源消纳水平，助力双碳目标实现本项目为百兆瓦级长时压缩空气储能项目，可配套张北地区大规模风电光伏基地，解决新能源出力间歇性问题，预计每年可提升区域新能源消纳量超1.3亿千瓦时，每年可节约标准煤约4.2万吨，减少二氧化碳排放约10.9万吨。

增强电力系统稳定性，提升电网调峰能力项目可发挥压缩空气储能长时、大容量优势，为电网提供调峰、调频、黑启动、备用等多元辅助服务，提升华北电网应对极端天气、高峰负荷的供电保障能力，降低区域大面积停电风险。

带动产业链升级，创造多元就业岗位项目总投资超50亿元，可带动本地压缩机、膨胀机、电气设备等装备制造以及建筑施工、运维服务等上下游产业发展，预计建设期可创造直接就业岗位超