“压缩空气储能”首次被纳入油气领域的五年规划，引发行业广泛关注。

近日，国家发展改革委、国家能源局发布《石油天然气发展“十五五”规划》（以下简称《规划》），提出“充分利用枯竭油气藏、盐穴和管道等地下空间资源，探索建设压缩空气储能等新业态。”

这是“压缩空气储能”首次被纳入油气领域的五年规划，引发行业广泛关注。石油天然气企业为何要跨界布局这一新赛道？技术应用走到了哪一步？充分利用枯竭油气藏，将对我国压缩空气储能行业带来哪些深远影响？

盘活油气资源

打开业务新空间

压缩空气储能是一种利用电力压缩空气储存能量，在用电高峰释放高压空气发电的大规模长时储能技术。相较于电化学储能，它具有规模大、寿命长、无稀有资源依赖等优势，正成为全球能源领域的研究和投资热点。截至今年一季度，全国在建压缩空气储能总规模超5吉瓦，筹建总规模超36吉瓦，备案项目接近百个，单个项目规模突破600兆瓦，核心装备国产化率100%。

值得注意的是，国内外主流压缩空气储能项目多依托盐穴或硬岩人工硐室建设，选址条件极为严苛——不仅要求地下岩层具备良好的密封性和稳定性，还受限于地质构造、埋深、厚度等参数，可开发场址有限，产业发展受到地理条件约束。

油气领域恰好提供了另一条思路。老油田年产量递减率达10%—15%，枯竭油气藏和废弃井数量快速攀升。这些地下空间容积巨大、地质认识经过数十年开发验证、密封性经油气藏形成过程天然检验，且分布广泛，是现成的大规模储气容器。据中国石油经济技术研究院报告，全国废弃油藏的储层空间相当于1000个“三峡水库”，若全部改造为储能电站，可存储相当于10亿千瓦时电的能量，相当于新建20座百万千瓦级火电厂。

对油气企业而言，压缩空气储能也带来一条极具想象力的转型路径：油气田开采完毕后无需彻底退出，依托已有井筒、管网、电网接入和成熟运维团队，直接改造为长时储能电站，实现“产黑金”向“存绿能”的有效切换。

中储国能（北京）技术有限公司总经理纪律向《中国能源报》记者表示，枯竭油气藏压缩空气储能不仅有助于破解储气资源约束，推动油田从单一产油向“电田、热田、储田、碳田”四位一体的综合能源服务商转型，还能有效解决高比例新能源区域的就地调节问题——鄂尔多斯、渤海湾、松辽、塔里木等油气区与风光基地高度重叠，可就近提供长时调节服务、减少弃风弃光。

《规划》的出台，为枯竭油气藏的规模化利用明确了方向。业内预计，未来1至2年内将集中立项一批库址评价与先导试验项目，随后推进大规模工程示范。未来一段时期，盐穴、人工硐室、枯竭油气藏三种储气形式将并存发展，共同支撑我国压缩空气储能产业的空间布局优化和规模扩张。

有望构建成本优势

技术攻关仍是关键

相比盐穴和人工硐室，枯竭油气藏路线在建设周期和投资成本上优势突出。纪律介绍，该路线可直接利用现成井筒和地下储层，主要工程集中在密封性评估、井筒改造及地面设备安装，建设周期有望压缩至2年内。建设成本与盐穴类项目相当，低于人工硐室类项目。加之油气田地质资料完整、圈闭经数十年开采验证，地质风险和勘察成本低。井网、集输管网、变电站等基础设施现成可用，在高压气体存储、井筒作业、地下工程领域积淀多年的技术人才可直接平移，全生命周期度电成本具备竞争力。

油气企业早已瞄准这一赛道并付诸行动。2025年，青藏地区首例低孔低渗储层压缩空气储能井组先导试验在青海油田昆北切六区块启动，完成储层压裂改造和单井多轮注采试验，成功验证了地下储层具备“注得进、存得住、采得出”的可行性。胜利油田建立深地空间绿色能源联合研究中心，谋划建设长时储能电站。

不过，枯竭油气藏路线目前处于“先导试验向工程示范过渡”阶段，全球范围内尚无商业化先例。业内人士介绍，核心工程化难点集中在“密封性保持、井筒完整性、垫气优化、高频注采适应性”四大关口。具体而言：枯竭储层在多轮注采循环中，压力温度周期性变化可能导致微裂缝扩展和密封失效；老井固井水泥环及套管在交变载荷下的完整性风险需重新评估；为保证储层压力稳定，需注入一定比例“垫底气”以维持有效孔隙度，但垫气量、工作气量比例和注采速率之间的优化尚无成熟模型；压缩空气储能要求日频次注采，与油气田常规年/月尺度采气节奏完全不同，现有设施、操作规程和标准均不匹配。能否突破技术难关，是决定枯竭油气藏路线从试验走向工程示范的关键。

商业和标准驱动

产业化仍需补齐短板

枯竭油气藏压缩空气储能的想象空间已然打开，但从“写入规划”到“形成产业”，不仅需要技术突破，也依赖商业模式和标准体系的同步完善。

《规划》已明确发展方向——推动与周边新能源电站配套运行，提供容量支撑与调频调峰服务，提升区域能源系统的灵活调节能力与安全稳定水平。当前，储能项目已基本具备“容量电价保底+现货套利+辅助服务增收”的商业模式，同时结合油田综合能源利用，能够有效盘活枯竭油气藏的存量资产，产生一定的社会效益。

但盈利难仍是压缩空气储能发展的核心瓶颈。一方面，长时储能充电量大成本偏高，而当前现货市场峰谷电价差尚不足以充分覆盖全成本；另一方面，各地容量电价政策落地节奏不一、考核标准差异较大，辅助服务品种偏少，部分省份的现货市场与调频交易无法同时参与，压缩了收益空间。对此，行业呼吁加快出台相关价格政策的配套细则，推动现货市场连续运行的省份建立可靠的容量补偿机制，使长时储能的容量价值得到充分兑现。

在具体操作层面，纪律建议：一是考虑减免储能系统在充放电环节的部分系统运行费，或参照输配电价采取“先交后返”的方式，降低额外成本负担；二是增加电网侧独立储能可参与的辅助服务品种，并在定价中充分计入储能的机会成本，同时解决现货交易与调频服务“二选一”的矛盾；三是长期来看，建议进一步拉大现货交易价格上下限，允许负电价与稀缺高价电并存，为储能提供充分的套利空间。

此外，标准体系建设也需同步跟进。纪律指出，压缩空气储能全链条标准已初步成型，但在枯竭油气藏领域，尤其是针对高频注采特征的库址筛选、地质评价及运行规范等方面仍存标准空白。加快构建标准规范体系，将为产业走向应用提供必要的规范保障。

文 | 本报记者 卢奇秀