2022年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，将百兆瓦级压缩空气储能关键技术作为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。
这一规划的提出，让原本小众的压缩空气储能技术开始更加受到风险投资的关注。实际上，在规划提出来之前，压缩空气储能技术已经站到了一级市场的风口上。
2022年1月10日，加拿大的先进压缩空气储能公司 Hydrostor获得来自投资银行公司Goldman Sachs的资产管理集团2.5亿美元投资。这是压缩空气储能行业有史以来获得的最大的单笔投资。
2021年10月，国内的先进压缩空气储能设备公司中储国能(北京)技术有限公司(以下简称“中储国能”)宣布完成新一轮1.8亿元Pre-A轮融资，由招银国际领投，天使轮领投方、老股东中科创星追投，联想之星、普华资本、华控基金、南京麒麟等机构跟投。此前，2020年12月底中储国能获得了由中科创星、株洲高科领投的1.6亿元天使轮投资。
所谓压缩空气储能是一种可以实现大容量和长时间电能存储的电力储能系统，可将低谷电能、风能、太阳能等不容易储藏的电力用于压缩空气，将压缩后的高压空气密封在储气设备中，在需要时给释放出来，再转化为电能的方式，被认为是继抽水蓄能之后第二大适合GW级大规模、长时间的电力储能的技术。
中国能源研究会储能专委会主任、中科院工程热物理所研究员陈海生在2022年1月对媒体表示，“在新型电力系统建设和‘双碳’目标的需求牵引下，长时间大容量的储能需求会越来越多，对压缩空气储能在未来几年实现产业化，我总体持乐观态度。”
大规模长时间储能
在双碳背景下，各种储能技术争奇斗艳
从储存能量类型的角度分类，储能技术主要可以分为热储能、电储能和氢储能几大类。其中，电储能分为机械储能、电化学储能和电磁储能这几种最常用的储能方式，压缩空气储能属于与抽水蓄能、飞轮储能并列的机械储能方式之一。
从原理来看 ，压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统，其技术原理发展自燃气轮机，即由高速旋转叶轮构成的，将燃料燃烧产生的热能直接转换成机械功对外输出的回转式动力机械。
在储能时段，压缩空气储能系统利用低谷电能、风能或太阳能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或者人造的储气罐中;释能时段，通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。
压缩空气储能系统与燃气轮机的不同之处在于，燃气轮机的压缩机和膨胀机是同时处于工作状态，而压缩空气储能系统中的压缩过程和膨胀过程却是分时进行工作。
根据中科院的研究，压缩空气系统可以储存的能量很大。当压缩空气压力为100倍大气压、温度为环境温度时，1立方米空气内部的能量(可转化为电能)为12.9度电;当压力增至200倍大气压时，1立方米空气储存电能为28.3度，进一步将空气加热至300摄氏度，可释放的电能变为54.4度。
同时，缩空气储能具有工作时间和寿命长、场地限制少、经济性能好、安全性能高等多个优点，被认为是继抽水蓄能之后第二大适合GW级大规模长时间的电力储能的技术。
具体来说，压缩空气储能系统可以持续工作数小时甚至数天，工作时间长，通过较好的维护寿命可以达到40-50年，接近抽水蓄能的50年，并且效率可以达到60%左右，接近抽水蓄能电站;传统上将压缩空气储存在合适的地下矿井或者熔岩下的洞穴中是最经济的方式，但是现代压缩空气储存的解决方法是可以用地面储气罐取代溶洞;建造成本和运行成本比较低，低于钠硫电池或液流电池，而且也低于抽水蓄能电站，具有很好的经济性，随着绝热材料的应用，使用少量或不使用天然气或石油等燃料加热压缩空气，燃料成本占比逐渐减少;压缩空气储能使用的原料是空气，不会燃烧，没有爆炸的危险，不产生任何有毒的气体，万一发生储气罐漏气事故，罐内压力会骤然降低，空气既不会爆炸也不会燃烧，安全系数高。
当然，这项技术也就有不少缺点，根据陈海生的介分析，一是它的系统是在燃气轮机基础上改造来的，系统效率不够，比电化学储能的85%到90%的效率低;二是需要燃烧天然气或者其他化石燃料;三是需用储气洞穴来进行储气，受地理条件限制。
盖茨、高盛纷纷入局
从全球来看，压缩空气储能虽然已有40多年的产业化历史，但整体的产业规模还比较小。
全球第一座是1978年投入商业运行的德国Huntorf电站。目前仍在运行中，是世界上最大容量的压缩空气储能电站，主要用于热备用和平滑负荷。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW。系统将压缩空气存储在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m3，压缩空气的压力最高可达10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。实际运行效率约为42%。
第二座是1991年投入商业运行的美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站。储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。该电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。实际运行效率约为54%。
日本于2001年投入运行的上砂川盯压缩空气储能示范项目，位于北海道空知郡，输出功率为2MW，是日本开发400MW机组的工业试验用中间机组。它利用废弃的煤矿坑(约在地下450m处)作为储气洞穴，最大压力为8MPa。
2003年，当时的瑞士ABB公司(后并入法国的阿尔斯通公司)正在开发联合循环压缩空气储能发电系统。储能系统发电功率为422MW，空气压力为3.3MPa，系统充气时间为8h，储气洞穴为硬岩地质，采用水封方式
值得一提的是，2008年成立的光帆能源(LightSail Energy)是压缩空气储能行业最有名的创业公司，截止2016年2月公司累积融资7000万美元，其股东包括科斯拉投资、比尔盖茨和彼得蒂尔、道达尔石油等。但最终烧光投资人的钱之后在2018年不幸倒闭了。
相比之下，在LightSail Energy成立2年之后的另外一家压缩空气储能创业公司Hydrostor，就幸运得多了。它虽然在前期融资很少，主要靠政府的支持资金，但从2019年开始，先后完成3700万美元、800万美元和2.5亿美元三笔风险投资融资，刷新了行业的融资纪录。
根据官网资料显示，它目前只建造了一个商业运营的 2.2MW/10MWh+ 系统，2019年在加拿大安大略省运营，但它目前在澳大利亚和加利福尼亚拥有 1.1GW/8.7GWh 的规划项目。
这家公司获得近3亿美元融资的原因在于其技术的创新性——使用液体储热装置来保存热量，将系统循环效率从以前的40%提升到65%;选择地下岩层打造储气空间，从而提升了建厂选址的灵活性。因此，其对外宣称其装机成本仅为1.6元人民币/Wh，远低于行业平均水平。
根据智研咨询的统计，截止2020年底，压缩空气储能在全球储能装机规模中的占比仅为0.2%，在中国储能装机规模中的占比仅为0.03%。
产业化可期
与国外相比，中国最近两年在政策上鼓励压缩空气储能技术，示范应用上不断创新。
在政策层面，2019年月31日，工信部发布《首台(套)重大技术装备推广应用指导目录(2019年版)》，专门提到压缩空气储能系统，要求每套额定功率≥100MW;系统效率≥65%;寿命≥30 年。
2021年7月23日，发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确提出要实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。
2021年10月，中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确提出，加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。
在政策的鼓励之下，国内已经有多个示范项目。其中，金坛盐穴压缩空气储能项目是压缩空气储能领域唯一的国家示范工程，也是首个商业化应用的盐穴压缩空气发电站。一期工程发电装机60兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期建设规模1000兆瓦。预计电-电转换效率将达60%。
该项目由中盐集团、中国华能集团和清华大学共同开发建设，截止2021年8月正在进行主设备及相关辅助系统安装。
另一个值得关注的压缩空气储能示范项目为张北县百兆瓦先进压缩空气储能，建设规模为100MW/400MWh，系统设计效率达70.4%，项目由张北巨人能源有限公司(巨人集团)投资，由中储国能(北京)技术有限公司提供全套设备，技术来源为中国科学院工程热物理研究所。
该项目已于2021年12月完成主要设备安装及系统集成，顺利并网，现在已进入系统带电调试阶段，各项调试工作稳步开展，相关技术参数良好。
