压缩空气储能，是一种在电网负荷低谷期利用电能压缩空气，并于高峰期释放空气推动透平发电的储能方式。其系统包含压缩、储气、换热与膨胀四个环节。充电时，电力驱动压缩机产生高压气体与压缩热并分别储存；放电时，两者混合驱动透平发电。系统富余热量可对外供暖，排出低温空气可对外供冷，实现冷热电三联产。
充电时，电力驱动压缩机产生高压气体与压缩热并分别储存
放电时，高压气体与压缩热混合驱动透平发电
| 压缩空气储能 | 抽水蓄能 | 锂电储能 | 液流电池 | |
|---|---|---|---|---|
| 功率规模 | MW-GW | GW | kW-MW | kW-MW |
| 储能时长 | 2-10h | 6-12h | 1-2h | 4-6h |
| 稳定特性 | 交流储能，备用、调相、黑启动等特性提供转动惯量 | 直流储能 | ||
| 系统效率 | ~70% | ~75% | ~80% | ~70% |
| 安全性能 | 高 | 高 | 低 | 中 |
| 建设周期 | 12-24月 | 72-96月 | 3-6月 | 6-9月 |
| 运行年限 | 40-50年 | 40-50年 | 5-10年 | 15-20年 |
| 单位造价(元/wh) | 1.0-1.8 | 1.2-2.0 | 0.7-1.0 | 2.0-2.5 |
| 度电成本(元/kWh) | 0.16-0.30 | 0.20-0.33 | 0.24-0.31 | 0.43-0.54 |
*说明：度电成本按30年运营周期测算，运营期内需考虑锂电更换成本。全生命周期度电成本=(总建设成本+总运营成本)/总放电电量，其中充电成本取0电价。成本均按发电侧容量计算。
| 对比优势 | 压储 vs 抽蓄 | 压储 vs 锂电、液流 |
|---|---|---|
| 建设方面 | 选址灵活，建设周期短 | 储能规模大，运行寿命长 |
| 技术方面 | 调节灵活，热电耦合 | 稳定性强，安全性高，零碳环保 |
| 成本方面 | 建设成本相当，运维成本低，降本空间大 | 年均成本远低于锂电、液流电池储能 |
全球最大规模物理储能技术之一，单站可达百万千瓦级，适配风光大基地、区域电网调峰需求，储能时长2-10小时。
无燃烧、无化学反应、无有害排放，是高敏感区域首选储能方案。
具备同步机组级性能，提供转动惯量、支持黑启动、快速响应功率波动，主动参与有功/无功调节，赋能高比例新能源并网。
度电成本接近传统抽蓄，40年以上超长寿命显著摊薄投资，具备商业化运营竞争力。
支持多种储气形式，无需依赖特殊地理条件，选址自由，建设周期短至12–24个月，容量按需扩展。
设计寿命达40–50年，减少重复投资与资源浪费，真正实现可持续能源基础设施建设。
具备百万千瓦级电站定制开发建设能力，以压缩空气储能系统工艺设计为核心，提供“开发-技术-设备-集成-建设-运营”全过程服务。
帮助风光电站平滑出力、参与调峰调频，提升新能源消纳水平
作为电网友好型储能，可提供转动惯量、无功支撑等关键辅助服务，增强电网韧性与安全性
为高载能用户实现节能降费，提升用能经济性与可靠性
