随着全球气候变化形势日益严峻，“双碳”（碳达峰、碳中和）目标已成为我国能源转型的核心战略。构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现能源清洁低碳、安全高效发展的关键路径。然而，风能、太阳能等可再生能源具有显著的间歇性、波动性与不可预测性，其大规模、高比例并网对电力系统的灵活性调节能力与长时储能支撑能力提出了前所未有的迫切需求。储能技术作为贯通能源生产、传输、消费全链条的关键枢纽，是破解新能源消纳瓶颈、保障电网安全稳定运行、提升整体能源利用效率的核心基础设施。
在众多储能技术路线中，压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage，CAES）凭借储能容量大、持续时间长、系统寿命高、单位容量投资成本相对较低等突出优势，被公认为大规模、长周期储能领域最具产业化前景的技术之一。据Global Market Insights（GMI）2024年11月发布的研究报告显示，2024年全球压缩空气储能市场规模已达16亿美元，近两年复合年增长率高达33%。其中，非补燃式压缩空气储能作为新一代绿色低碳技术路径，摆脱了对化石燃料的依赖，实现了零碳排放与高效率运行，正加速走向工程化与规模化应用。本文聚焦300MW级非补燃式压缩空气储能项目，开展系统性造价构成分析，构建可复用、可比对、可验证的造价指标库（含单位功率造价、分系统造价占比等核心参数），为后续项目投资决策、设计优化与成本管控提供权威基准参考。
1 压缩空气储能项目的发展现状及系统构成
1.1 发展现状
近年来，我国压缩空气储能项目进入规模化建设与示范应用并重的快速发展阶段。清华大学与中科院两大科研力量持续引领技术攻关与工程落地：清华大学联合相关单位，在江苏金坛（60MW）、山西大同（60MW）等地建成或规划建设示范电站；中科院则联合产业方，在贵州毕节（10MW）、山东肥城（10MW）、河北张北（100MW）、河南平顶山（100MW）等区域推进项目布局，形成覆盖多地质条件、多技术路线的示范矩阵。具体项目分布详见表1。
1.2 系统构成与运行原理
压缩空气储能系统主要由压缩系统、储换热系统、膨胀发电系统及储气系统四大核心模块构成，运行分为“储能”与“释能”两个阶段：
——储能阶段：在电网负荷低谷期，利用富余电能驱动多级空气压缩机，将空气压缩至高压状态，并将压缩热通过换热器回收储存于储热介质中；高压空气经管道输送至地下储气库（如盐穴、废弃矿井或人工洞室）长期封存。
——释能阶段：在电网负荷高峰期，释放储气库内高压空气，经储热系统加热升温后，驱动空气透平膨胀做功，带动发电机发电，实现电能的“削峰填谷”与系统调节。
1.2.1 压缩系统
压缩系统是储能过程的能量输入端，核心设备包括多级空气压缩机、润滑油系统、气水换热器及气液分离器等。鉴于压缩空气储能对大流量、高压力比的严苛要求，工程中普遍采用多台透平式压缩机串联布置。透平式压缩机作为旋转式机械，具备功率密度高、运行稳定、适配大规模系统等优势，显著优于容积式压缩机在中小流量场景的应用定位。
1.2.2 储换热系统
储换热系统是提升系统整体效率的关键环节，其核心功能是实现压缩热的高效回收与梯级利用。系统通过冷水储罐—热水储罐双罐结构，构建闭环水介质循环：
储热过程：冷水储罐中低温水经循环泵送入各级压缩机出口的气水换热器，与高温压缩空气间接换热，升温至约180℃后注入热水储罐储存；
释热过程：热水储罐中高温水经循环泵送入空气透平各缸入口的水气换热器，加热低温膨胀空气至约170℃，自身降温至约43℃后回流至冷水储罐，完成热能再利用。
1.2.3 膨胀发电系统
根据加热热源方式，压缩空气储能主要分为补燃式与非补燃式两大技术路线。当前国内工程实践与技术研究高度聚焦于非补燃式路径——即不依赖燃料燃烧，而是通过回收压缩热或引入外部热源（如光热、工业余热）加热高压空气，再驱动空气透平发电。
相较补燃式路线，非补燃式系统具备三大核心优势：
能效更高：在同等装机容量下，系统电—电转换效率显著提升；
零碳运行：全过程无燃料消耗，无CO₂、NOₓ等污染物排放；
系统简化：取消燃烧室、燃料供应系统等复杂设备，提升运行可靠性与运维便捷性。
非补燃式技术又细分为“有外部热源”与“无外部热源”两类。前者依托光热、余热等稳定热源，可进一步提升出力与调节灵活性；后者则完全依赖压缩热回收，系统结构更紧凑，是当前主流工程化方向。
2 非补燃式压缩空气储能项目造价指标统计
2.1 投资估算指标编制方法
本研究严格依据《火力发电工程建设预算编制与计算规定（2018年版）》及配套概算定额（建筑工程、热力设备安装、电气设备安装、调试工程），系统梳理费用构成，明确土建、设备、安装、其他费用等各模块的估算指标单位与技术经济内涵，构建标准化、可比对的造价标尺，用于检验与校核同类项目设计概算的合理性与先进性。
2.1.1 费用项目与指标单位确定
严格对标火电行业规范，结合压缩空气储能工程特性，对建筑工程费、设备及安装工程费、其他费用、预备费、建设期利息等五大类费用进行细化拆解，逐一明确各子项的计量单位（如：元/kW、元/m³、元/台套）及适用边界条件。
2.1.2 历史工程样本选取
选取已建成投运或处于详细设计阶段的典型非补燃式压缩空气储能项目作为分析样本，涵盖不同装机规模、不同地质条件、不同储气形式（盐穴为主），确保样本代表性与数据可靠性。具体项目信息详见表2。
2.1.3 数据搜集与标准化处理
针对样本项目，系统搜集可研报告、初步设计概算书、设备采购合同、建安分包结算等一手资料，剔除非典型费用与异常波动项，对设备价格、工程量、人工机械台班等关键参数进行归一化处理，形成具备横向可比性的基础数据库。
2.2 造价构成总体分布
依据《火电工程限额设计参考造价指标》（2021年水平）等权威文件，300MW级非补燃式压缩空气储能项目总投资估算构成主要包括：设备及安装工程费、建筑工程费、其他费用、预备费及建设期利息五大板块，其典型占比分布如图1所示。
3 非补燃式压缩空气储能项目造价指标深度分析
3.1 核心造价指标汇总
基于湖北300MW、山东350MW等代表性项目实际数据，系统整理形成非补燃式压缩空气储能项目核心造价指标，涵盖单位装机造价、分系统造价占比、关键设备单价等维度，详见表3。
3.2 分项造价深度解析
3.2.1 建筑工程费分析
建筑工程费中，主辅生产工程占比高达75%–90%，是土建投资的绝对主体；与厂址条件直接相关的单项工程（如地基处理、边坡支护等）占比约10%–25%。
在主辅生产工程中，“储能及发电系统”土建费用占比达40%–60%，其中：
主厂房：占储能及发电系统土建费用的55%，单位造价约390–400元/m³；
透平及压缩机基座：占比约15%；
换热系统基础及框架（含气水换热器、冷却器等）：占比约20%；
储热系统（冷/热水罐基础、辅助用房）：占比约8%。
水处理、供水、电气等公用系统土建费用合计约占总土建费用的10%；综合办公楼、检修楼、危废暂存间等附属生产建筑，以及厂区绿化、消防、降噪、道路等厂区性工程，合计占比约20%。
地基处理费用受地质条件影响显著，是厂址相关费用的核心变量，一般占总土建费用的5%–15%。
3.2.2 设备及安装工程费分析
设备及安装工程费占总投资比重最高，约为65%–75%。其中：
储能及发电系统设备及安装费：占比约75%，是成本控制的核心焦点；
电气系统：占比约10%–15%；
热工控制系统：占比约8%。
在储能及发电系统内部，各子系统设备及安装费用占比为：
压缩空气系统（含压缩机本体、润滑油系统、空气过滤器等）：32%–36%；
膨胀发电系统（含透平本体、发电机本体及附属）：12%–14%；
储热系统（含热水罐、冷水罐等球型罐及附属）：8%–11%；
换热系统（含气水换热器、冷却器、气液分离器等）：24%；
管道系统（含高压缸入口、再热、盐穴连接、热媒水等管道）：14%–17%。
在电气系统中，电缆及接地工程占比最高（25%–37%），主变压器系统次之（27%）；热工控制系统中，联合循环控制系统占绝对主导（63%–72%），其中电厂智能化模块占比达45%–52%。
3.2.3 其他费用分析
其他费用主要包括三类：
建设场地征用及清理费（15%–20%）：涵盖土地征用、施工场地租赁、盐穴建设期管理及租赁等；
项目建设管理费（15%–20%）：含项目法人管理费、招标代理费、工程监理费等；
项目建设技术服务费（50%–55%）：为最大单项，包括前期工作费、盐穴及厂址普选费、知识产权转让与研究试验费、勘察设计费、工程建设检测费等。
3.2.4 特殊项目：盐穴储气库造价分析
盐穴储气库是非补燃式压缩空气储能项目最具辨识度的特殊工程，其建设质量直接决定系统安全性与经济性。盐穴需满足体积充足、埋深适宜、压力稳定、密闭性高等严苛地质条件。盐岩天然具备低渗透性与低孔隙率，是理想储气介质，但须在投运前完成密闭性封堵与多轮压力测试。
盐穴开发成本受地质勘探精度、施工难度、租赁模式等多重因素影响，单位造价指标区间为700–1100元/kW，是项目总投资中单体价值最高、降本潜力最大的关键环节。
4 结论与建议
非补燃式压缩空气储能是支撑新型电力系统安全、低碳、高效运行的战略性长时储能技术。本文通过对湖北300MW、山东350MW等典型工程的深度解构与造价对标，得出以下核心结论与实施建议：
（1）造价结构高度集中，降本路径清晰：
设备及安装工程费为最大成本项，其中储能及发电系统占比超七成；
盐穴储气库是特殊高价值模块，单位造价达700–1100元/kW，是影响项目经济性的决定性因素；
建筑工程费对地质条件敏感，地基处理费用波动区间达总土建费用的5%–15%。
（2）系统性降本关键举措：
压缩、换热、膨胀三大核心系统应加快关键设备国产化替代与规模化生产，降低设备购置成本；
盐穴开发应优先盘活地质条件成熟、稳定性良好的废弃盐矿资源，显著降低新建成本与周期；
热管理系统（如高压球形储罐、标准化换热模块）需推进设计标准化与接口统一，减少定制化附属投资。
（3）建立动态更新的造价指标库，是支撑项目前期决策、设计优化、投资管控与行业监管的基础性工作，对加速非补燃式压缩空气储能技术商业化进程、服务国家“双碳”战略目标具有重要实践价值与现实意义。
碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20260713/50025807.html
新闻介绍：
随着全球气候变化问题日益严峻和“双碳”（碳达峰、碳中和）目标的提出，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为国家能源战略的核心方向。风能、太阳能等可再生能源具有间歇性、波动性和不可预测性的特点，其大规模、高比例接入电网，对电力系统的灵活性调节能力和大规模、长时储能技术提出了前所未有的迫切需求。储能技术作为连接能源生产与消费的关键桥梁，是破解新能源消纳难题、保障电网安全稳定运行、提升能源利用效率的核心
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