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在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用。国内市场，新能源配储、独立储能等落地形式推动储能需求指数增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能、锂电储能呈现爆发性增长，压缩空气储能、液流储能等新型长时储能技术也进入了发展快车道。 压缩空气储能，具有规模大、寿命长、建设周期短（12-18个月）、站址布局相对灵活（占地面积100亩以内）等优点，此外各地百兆瓦级压缩空气储能项目相继落地，让这种以空气为能量存储介质的物理储能方式，成为颇具发展潜力的新型储能技术路径之一。  “空气充电宝”以空气作为能源存储的介质，被称为“空气充电宝”，压缩空气储能是如何工作的呢？当电力过剩时，将空气压缩储存到地下储气洞穴里（洞穴可以是盐穴、报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井、新建储气井等），将电能转化为压缩空气势能。当需要用电时，高压空气经过加热，进入膨胀机，变成常压的空气，在此过程中带动发电机发电，空气压缩势能转化成电能输出。压缩空气储能是20世纪50年代发展起来的储能技术。世界上第一座商用压缩空气储能电站诞生于1978年的德国，它的压缩空气储藏室，在地下600米的盐穴里。 国内压缩空气储能蓄势待发据CNESA最新统计数据，截至2022年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，装机规模最大的是抽水蓄能，电化学储能紧随其后，新型储能项目累计装机规模6663.4MW，其中压缩空气储能在新型储能中的占比是2.9%，装机规模约193.24MW。
截至2022年9月底中国已投运电力储能项目累计装机规模（MW%）《“十四五”新型储能发展实施方案》，将百兆瓦级压缩空气储能技术列入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。我国压缩空气储能经过十多年的发展，示范项目规模从千瓦级发展到百兆瓦级，到2022年第四季度出出现了吉瓦级压缩空气储能备案项目。2013年在河北廊坊建设首个兆瓦级示范项目，项目规模1.5MW，系统效率达到了52.1%；2021年10月，贵州毕节压缩空气储能示范项目正式并网发电，项目规模10MW/40MWh，系统额定效率为60.2%；2021年12月。首台百兆瓦压缩空气储能国家示范项目在河北省张家口落地，项目规模为100MW/400MWh，系统设计效率70.4%；2022年5月，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目投运，标志着世界首座非补燃压缩空气储能电站正式投入商业运行，项目规模60MW/300MWh，转换效率达60％。能源电力说根据公开数据，不完全统计了山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等12省备案、签约、在建、投运压缩空气储能项目合计35个；其中25个有公开规模数据，这25个项目合计规模已超8.2GW，压缩空气储能颇有蓄势待发的发展势头。储能时长均在4小时以上，其中4h项目9个，6h项目6个，8h项目5个，5h项目4个，10h项目1个。
山东省已出现吉瓦级备案项目，如中电建肥城5×300MW/1800MWh盐穴压缩空气储能项目、峄城区1000MW/5000MWh压缩空气储能项目。根据现阶段地面系统的压力参数，盐穴压缩空气储能能一般埋深在500-1100m，在有盐穴的地方可以利用盐穴，没有盐穴的地方依靠人工造穴，地质限制小。从统计的35个压气蓄能项目来看，地下储气洞穴除了盐穴，山东滕州曹庄煤矿100MW先进压缩空气储能示范项目、山西基于煤矿巷道压缩空气储能发电系统等多个项目利用废弃煤矿巷道作为储气库。在统计的项目中，32个项目已公开项目单位，参与单位众多。华能集团、国家电投集团、国家能源集团、大唐集团、华电集团、电建集团、中能数科、中储国能、中盐集团、苏盐集团、豫能控股、浙能集团、巨人能源、启迪控股、平顶山晟光储能有限公司、国源时代、河北建投、北京未来乡村科技发展有限公司、泰捷瑞储能技术公司等。空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等核心设备制造商：陕鼓动力、金通灵、沈鼓集团、杭氧股份、川空等；储气储气洞穴资源方：中盐集团、苏盐集团、雪天盐业、同煤集团、国源时代煤炭资产管理有限公司等；项目投资方：五大发电集团（华能集团、国家电投集团、国家能源集团、大唐集团、华电集团等）、电建集团、中能数科；地方投资集团（豫能控股、浙能集团、河北建投等），此外还有巨人能源、启迪控股、平顶山晟光储能有限公司、北京未来乡村科技发展有限公司、泰捷瑞储能技术公司等。
主要技术提供方：清华大学、中科院热物理研究所及下属中储国能等。 项目建设参与方：中国能建、中国电建等施工单位。  效率与成本按照时长要求的不同，储能的应用场景大致可以分为容量型（≥4h）、能量型（约1～2h）、功率型（≤30min）和备用型（≥15min）四类。容量型储能（长时储能）场景包括削峰填谷或离网储能等，长时储能技术种类较多，包括抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢以及各类容量型储能电池（钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等）。压缩空气储能，具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充。效率的提升以及成本的下降，是压缩空气储能商业化发展的基础。从目前已建成和在建的项目来看，10兆瓦的系统效率可达60%以，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。造价成本上，根据中国科学院热物理研究所公开数据，100MW的压缩空气储能，初建成本在4000-5000元/千瓦，1000元/千瓦时，度电成本在0.15-0.25元之间。11月25日，国家能源局就《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》提出推动储能等新兴市场主体参与交易，同时提及各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。压缩空气储能作为新型储能之一，定价机制还在探索阶段，若能与抽水蓄能一样采取两部制电价，将进一步提高其经济性。未来新型储能技术发展将朝着低成本、大规模、中长周期、耐受能力强、安全性能高的方向发展，压缩空气储能具备一定的潜力，但迈向商业化的道路上仍存在不少困难，如技术仍有提升空间、标准体系仍待完善、产业链暂未成熟、定价机制尚未成型等。
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