经过数年发展，压缩空气储能已经迎来了产业化的初级阶段。截至今年9月，我国压缩空气储能在建/筹建装机规模已超600万千瓦，产业有望迎来商用大年。压缩空气储能是大型长时机械储能，其特点是容量大（已有签约项目的容量达1GW/6GWh）、安全环保（无爆炸风险）、成本低（现有规划项目单位投资成本5-6元/W，度电成本0.45-0.5元/KWh）、寿命长（可达30年以上）、建设周期短（1.5-2年），能量转化效率已可达70% +。相较氢储能、重力储能、液流电池等长时储能路线，压缩空气储能从经济性和技术成熟度等方面来看，是更接近大范围推广的储能形式。
蓄热压缩空气储能是当前主流
按是否分为热压分储，压缩空气储能可分为补燃式和非补燃式两类。我国 现有投产均为非补燃式，其中，蓄热式（绝热）系统为主流。补燃式系统仅存储了压力势能， 热能靠燃料在燃烧室中的燃烧提供，20 世纪国外已投产项目采取该技术路线，效率一般低于55%。非补燃式将压缩过程产生的压缩热以热能的形式存储在蓄热罐中，效率可提升至60%-70%。其中，绝热系统实现了对压缩热的回收再利用，大幅提升了系统效率。
蓄热压缩空气储能是当前的主流技术路线
单位建设成本已比肩抽蓄
经过数年发展，压缩空气储能成本已快速下降。2014年，国内首个投运的压缩空气示范项目芜湖500千瓦电站，单位投资成本约6万元/千瓦。而去年投运的肥城一期1万千瓦电站单位投资成本已降至1万元/千瓦。当前开工/可研/签约项目单位投资成本最低已达5-6元/W，已接近抽蓄的5.5-7.0元/W（来源于中国储能网）。据中国科学报，一套10MW压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本在0.3~0.5元/度。
行业内另有测算显示，在削峰填谷和电源侧可再生能源消纳（利用弃风弃光，不考虑充电成本）两种场景下，现阶段压缩空气储能度电成本分别为0.904元/千瓦时和0.441元/千瓦时，低于磷酸铁锂电池储能，与中小型抽水蓄能接近；到2025年，有望分别降至0.748元/千瓦时和0.321元/千瓦时。长期来看，随着产业链成本加速下行，压缩空气储能技术的性价比将日益凸显，装机规模有望快速增长。
规划项目已超6GW
截止到2022年9月底，我国压缩空气储能累计图表16：2022年我国压缩空气储能项目容量显著增长（不完全统计）装机量（兆瓦）装机容量182.5MW；在建/筹建项目已达6.32GW（不完全统 计）。
2019年-2022年9月底，我国在建/筹建压缩空气储能项目合计已达6.3GW（不完全统计）
根据国家发改委的数据，到2025年，将实现新型储能装机规模3000万千瓦以上。行业内测算显示，其中压缩空气储能装机量占比将在20%左右。在乐观预期下，到2025年，我国压缩空气储能装机规模有望达到1000万千瓦，到2030年有望达到5800万千瓦以上；而悲观预期下，2025年和2030年我国压缩空气储能装机规模也将分别在350万千瓦和2700万千瓦以上。
核心设备市场空间可观
随着压缩空气储能电站有望进入产业化发展阶段，其核心设备也将迎来更广阔的增量空间。压缩空气储能产业链上游包括设备（压缩机、膨胀机、换热器等）、盐穴/储气罐等。从投资占比来看，压缩空气储能项目建设大致可分为核心设备、其他设备、电气控制系统、土建及施工等，其中核心设备支出占比 在总建设成本的40%-50%，主要是空气压缩机和透平膨胀机。
按照2025/2030年我国压缩空气储能中性预期新增装机量6.6/43.0GW，假设上述核心设备价值量占比45%、单位投资成本6元/W，则2022-2025年压缩空气所需的压缩机、膨胀机的市场空间合计为178亿元，2022-2030年市场空间合计为1160亿元。
