问题——规模化之后，储能更需要“算得清、用得上、赚得到” 随着电力现货市场建设提速、辅助服务品种不断增加，新型储能正从示范验证走向商业化竞争；业内人士指出，示范阶段更看重技术指标；进入市场化阶段后，项目能否形成稳定现金流才是关键。对压缩空气储能而言，单机规模大、时长长、寿命长等优势逐渐显现，但各地峰谷价差、市场规则和投资偏好差异明显，单一产品逻辑难以覆盖多元场景，“按需匹配”的产品供给成为新课题。 原因——区域价差与收益结构分化，倒逼产品从“极致参数”转向“经济性优先” 2026年4月举行的北京储能展上，中储国能提出“致臻”“致远”两条产品线：一类突出高性能、高参数，另一类强调性能与成本的平衡。企业负责人在接受媒体采访时表示，客户更关注的不是“指标更漂亮”，而是经济性测算能否成立，主要取决于项目所在地的电价价差、可参与的交易品种，以及建设目的（调峰、容量支撑、应急保障等）。 业内分析认为，在现货价差较大的地区，高效率意味着更大的电能量套利空间；而在部分省份峰谷价差有限、投资更敏感的地区，适度降低部分性能指标、换取更低初始投资，反而可能提高全生命周期收益。差异化需求，成为企业推出双产品线的重要背景。 影响——“选择题”前置，有利于扩大适用范围并加速标准化商业交付 中储国能介绍，“致臻”系列延续高性能路线，适用于示范项目、效率要求高的项目以及价差较大的区域；“致远”系列通过设计优化扩大压力范围以降低成本，效率略有差异但保持行业领先，同时带来更明显的初始投资下降，更适合价差较小、对投资回收期要求更紧的用户。 业内人士认为，这个做法发出压缩空气储能从“技术导向”转向“市场导向”的信号：技术路线不变，但产品形态和交付逻辑更贴近用户的收益模型。对处于规模化起步阶段的压缩空气储能赛道而言，将方案选择前置并产品化，有助于提高项目决策效率，推动形成可复制的商业交付路径，并更拓宽应用边界。 对策——把“度电成本”做实：降本、提效与机制三条线同步推进 作为从科研机构孵化成长的企业，中储国能此前已在国内100兆瓦、300兆瓦项目上开展多项探索。面向商业化阶段，企业及行业需要把纸面指标转化为可兑现的收益能力。 一是持续降低建设成本。企业表示，人工洞室方案单位千瓦成本较早期已明显下降，盐穴方案有望进一步压降，并力争在综合投资上与抽水蓄能接近甚至更具优势。同时，围绕储气装备材料替代等方向开展研发，降低关键部件成本并减少供应链波动影响。业内认为，储能项目成本的每一项变化都会直接影响回收期，降本路径越清晰，金融机构的风险评估越容易形成一致预期。 二是提升系统性能并增强电网友好性。企业介绍，现有大型系统冷态启动时间已缩短至分钟级，变工况运行区间和爬坡能力仍在拓展。业内分析指出，在现货与辅助服务市场中，响应速度、出力跟踪能力、宽负荷稳定性直接影响调度可用性与调用频次；“调得动、跟得上、稳得住”往往比单一效率更能决定项目收入水平。 三是完善收益机制，打通多元收入来源。行业普遍认为，新型储能过去面临“多服务、单收益”的问题，随着政策机制完善正在改善。2026年初，国家首次将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制，电能量市场、辅助服务市场与容量电价相结合的多元收益结构进一步清晰。企业判断，压缩空气储能凭借长时、大容量特性，在电能量与容量类收益上具备潜力，叠加辅助服务收入，有望形成更稳定的商业闭环。 前景——长时储能需求上升，压缩空气储能将与多技术路线协同发展 多位业内人士表示，随着新能源装机占比提升，电力系统对长时、规模化、经济性的调节资源需求将持续增长。压缩空气储能在单机规模、寿命周期、建设周期等具备优势，且对地理条件依赖相对较小，具备在多地区复制推广的基础。此外，行业也需正视项目选址、工程组织、交易规则适配等现实约束，通过产品分层、工程标准化与市场机制完善，推动从“建得成”走向“用得好、算得赢”。
中储国能的战略转向提示了一个更现实的判断：在能源转型进程中，技术创新需要与市场机制同步推进；当储能产业跨过示范阶段进入商业化——企业既要持续把技术做深——也要把规则看懂、把模型算清。随着电力市场化改革继续深化，更多“按需匹配”的解决方案，有望推动我国储能产业进入更可持续的高质量发展阶段。