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　　（来源：储能盒子）

　　盐穴压缩空气储能，正在从“技术示范”走向“商业算账”。

　　近日，平顶山叶县200MW/1600MWh先进压缩空气储能电站项目重新招标，引发行业关注。

　　按EPC招标公告口径，该项目投资总金额约19.2亿元，拟利用地下盐穴建设储气库，配置200MW/1600MWh压缩空气储能系统，是河南长时储能布局中的代表性项目之一。

　　更受关注的是，项目此前已经确定中标方。2026年3月，中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司牵头的联合体曾中标该项目EPC总承包。数月后，据相关招标公告信息，中标人因逾期未与招标人签订合同，被取消中标资格，项目重新启动招标。

　　一个近20亿元规模的长时储能项目，从中标到重招，表面看是合同签署问题，往深了看却反映出压缩空气储能商业化进程中的一个关键变化：行业关注点正在从“技术能否实现”，转向“项目是否算得过账”。

　　叶县200MW/1600MWh盐穴压缩空气储能项目公开招标节点：

　　技术验证已经不是最大悬念

　　压缩空气储能并不是新概念，但在“双碳”目标和新型电力系统建设背景下，它正在被重新推到台前。

　　相比锂电储能，压缩空气储能更适合长时、大容量场景。其基本原理并不复杂：在用电低谷或新能源大发时，利用电能压缩空气并储存；在电力需求高峰时，释放高压空气驱动透平发电。若配合盐穴、矿洞等地下空间，可以实现较大规模、较长时长的能量存储。

　　过去几年，国内压缩空气储能示范项目不断落地。

　　江苏金坛盐穴压缩空气储能项目较早实现商业运行，为盐穴储能提供了工程样本。湖北应城300MW级压缩空气储能项目全容量并网后，在单机规模、储能规模和转换效率等方面刷新行业认知。山东泰安350MW压缩空气储能项目已进入系统调试阶段；国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能项目则已实现全面投产。

　　国内部分压缩空气储能代表项目进展：

　　这些项目说明，压缩空气储能已经不再停留于实验室或概念阶段。关键设备、系统集成、热管理、地下储气等核心环节，已经通过多个示范项目完成了初步验证。

　　也正因如此，叶县项目重新招标不宜简单解读为“技术路线遇冷”。

　　更准确地说，压缩空气储能正在进入下一个阶段：从工程可行性验证，转向商业可行性验证。过去行业更关心“能不能建成”；现在，投资方、建设方和运营方更关心“建成之后如何赚钱、风险由谁承担、收益能否覆盖成本”。

　　这才是叶县项目引发行业讨论的真正原因。

　　盐穴项目的难点，一半在地下

　　在多种压缩空气储能方案中，盐穴储气被认为是较具规模化潜力的路线之一。

　　盐穴通常由盐矿开采或人工造腔形成，具有体积大、密封性较好、运行压力适配度较高等特点。对于需要大规模储气的压缩空气储能而言，盐穴是一类非常重要的地下空间资源。

　　但盐穴储能的优势，也伴随着它最大的复杂性。

　　与电化学储能不同，盐穴压缩空气储能很难被视为高度标准化的设备堆叠。电池储能项目虽然也涉及电芯、PCS、消防、并网等复杂系统，但其工程边界相对清晰，设备参数和施工路径更容易复制。盐穴储能则不同，每一个项目都必须面对独特的地下条件。

　　盐穴埋深、腔体形态、岩层结构、密封能力、注采气稳定性、长期蠕变风险，都会影响项目设计和后续运营。即便前期完成了勘察、测井、测腔、声呐检测、三维地震等工作，地下空间仍然存在一定不确定性。

　　这意味着，盐穴储能项目的风险不能完全靠图纸提前消除。

　　盐穴压缩空气储能项目主要风险结构：

　　对EPC总承包方而言，这种风险尤其敏感。若合同边界不清晰，地下工程出现变化，可能带来工期延长、方案调整、设备匹配变化和成本增加。项目规模越大，这类不确定性对总包方利润和履约责任的影响就越明显。

　　叶县项目按招标公告口径投资总金额约19.2亿元，工期要求较紧，且涉及地下盐穴、压缩系统、储换热系统、透平发电、并网等多个专业环节。对承建联合体来说，这类项目远不止土建加设备安装，更接近一个高度复合的系统工程。

　　因此，中标之后的合同谈判，往往不仅是价格确认，更是风险的再分配。哪些风险由业主承担，哪些风险由EPC承担；地质条件变化是否可以调整合同；关键设备价格波动如何处理；工期延误责任如何界定；调试性能指标如何验收。这些问题若无法形成一致，项目就可能卡在“中标之后、签约之前”。

　　从这个意义上看，叶县项目的重新招标，是盐穴压缩空气储能项目非标属性的一次集中体现。

　　收益端的不确定性同样关键

　　地下工程决定项目能否顺利建成，收益机制则决定项目能否长期运营。两端任何一侧出现不确定性，都会影响项目推进节奏。

　　当前，新型储能项目的收入来源主要包括峰谷价差套利、容量租赁、辅助服务、容量补偿以及参与电力现货市场等。但在不同省份、不同市场环境下，这些收入的稳定性和可预期性差异很大。

　　压缩空气储能属于典型长时储能，优势在于持续放电时间长、系统寿命较长、安全边界较高，适合承担电网调峰、备用、促进新能源消纳等功能。但这些系统价值，能否转化为稳定现金流，并不完全取决于技术本身，而取决于当地电力市场规则。

　　峰谷价差不足，项目通过低充高放获得的套利空间就有限。

　　容量租赁市场竞争激烈、租赁价格下行，项目收益会被压缩。

　　辅助服务市场尚不成熟，储能的调频、调峰、备用价值就难以充分兑现。

　　容量补偿机制不明确，长时储能“为系统提供可靠性”的价值就可能停留在政策表述中，而无法进入项目财务模型。

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　　长时储能项目主要收益来源及不确定性：

　　2026年，国家发改委、国家能源局提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制。但需要注意的是，这一机制并非面向所有储能项目的普惠性收益安排，适用范围主要指向服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，并涉及项目清单、地方执行标准和市场衔接等具体条件。

　　这意味着，对单个项目而言，容量价值能否稳定兑现，仍取决于所在省份的电力市场建设、政策执行节奏以及项目自身定位。

　　这也是当前长时储能项目普遍面临的问题：系统需要它，但项目账本未必立刻支持它。

　　对投资额接近20亿元的盐穴压缩空气储能项目而言，收益端的每一个参数都会被放大。容量电价、利用小时数、充放电价差、辅助服务调用频次、融资成本、设备折旧、运维费用，都会直接影响项目内部收益率。

　　在投标阶段，项目参与方可以基于政策预期和市场趋势进行判断。但到了合同签署阶段，各方会更加谨慎地审视现金流。收益模型缺乏足够确定性时，建设方和投资方自然会重新评估风险收益比。

　　这并非行业悲观，而是商业化必经的过程。

　　过去，新型储能行业经历过一轮快速扩张，很多项目依赖政策推动、强制配储、容量租赁预期和新能源消纳需求实现备案。但随着项目进入实际建设和运营阶段，市场开始区分“有概念的项目”和“有现金流的项目”。

　　盐穴压缩空气储能也正在经历同样的筛选。

　　从备案热到开工筛选

　　过去两年，压缩空气储能项目备案明显提速。多地围绕盐穴、矿洞、人工硐室等资源，布局百兆瓦级甚至更大规模项目。

　　这背后有清晰的产业逻辑。

　　一方面，新能源装机持续增长，电力系统对长时储能的需求更加迫切。风电、光伏出力具有波动性，仅靠短时储能难以完全解决跨时段调节问题。随着新能源占比提升，4小时、6小时、8小时甚至更长时长储能的重要性正在上升。

　　另一方面，压缩空气储能在安全性、寿命、规模化潜力和资源约束方面具备优势。它不依赖大量锂资源，系统寿命较长，适合大容量集中式建设，也更容易与电网侧调节需求结合。

　　但备案热并不等于开工热。从行业实际情况看，越来越多项目进入了更严格的筛选阶段。有些项目卡在前期手续，有些项目卡在接入条件，有些项目卡在融资，有些项目卡在关键设备采购，还有一些项目卡在商业模式评估。

　　这说明，压缩空气储能正在从“跑马圈地”转向“精细落地”。

　　压缩空气储能项目从备案到运营的关键关口：

　　未来真正能推进的项目，大概率具备几个共同特征：盐穴资源条件较好，地质风险可控；电网侧调节需求明确，接入条件清晰；地方政策和市场机制相对稳定；投资主体具备长期持有能力；EPC、设备商、科研机构之间的风险边界清楚；项目收益不单纯依赖单一收入来源。

　　换句话说，长时储能项目拼的不再只是规模和速度，而是资源、技术、市场、资本和制度的综合匹配能力。

　　叶县项目重新招标，或许会让部分市场参与者感到意外。但从产业发展规律看，这类事件并不罕见。一个新技术从示范走向规模化，必然要经历项目质量分化、商业模式校准和风险定价重塑。

　　对于压缩空气储能而言，当前最重要的问题已经从证明自己“能发电”，转向证明自己“能作为一种电力系统资产被长期定价”。

　　在新型电力系统中，长时储能承担的价值是多维的。它既可以削峰填谷，也可以提升新能源消纳能力；既可以提供备用容量，也可以增强电网韧性；既能服务电源侧，也能服务电网侧和用户侧。但这些价值若无法被市场机制识别和支付，就很难支撑大规模投资。

　　叶县项目提醒行业：长时储能的下一轮竞争，不会只发生在技术指标上，也会发生在合同结构、收益模型、风险分配和政策落地上。

　　对开发企业来说，项目立项前需要更审慎地评估资源条件和市场机制；

　　对EPC企业来说，不能只看订单规模，还要看风险边界是否清晰；

　　对设备企业来说，降本和可靠性仍是核心竞争力；

　　对地方政府和电力市场建设者来说，如何让储能的容量价值、调节价值和安全价值获得合理回报，将决定项目能否从示范走向常态化投资。