一　被压缩的空气，存的是什么

先把原理说清楚。压缩空气储能（英文缩写 CAES）的想法朴素得近乎笨拙：用电低谷时，拿便宜的电驱动压缩机，把空气压进一个密闭的地下空间；需要电时，再让高压空气释放出来，冲过透平（也就是膨胀机）带动发电机发电3。它不像锂电池那样靠化学反应存能，存的是空气的压力，是一种机械势能。

为什么非得往地下塞？因为空气这种工质，单位体积里能装的能量并不多。要存住够发电几个小时、上百兆瓦的能量，需要的高压空气体积极其庞大，地面上根本找不到又便宜又安全的容器来装——几十个大气压的钢罐既贵又危险。地下天然或人工的大空腔，恰好同时满足“大、密封、能扛高压、还相对便宜”这几个条件。把储气库放到几百上千米深处，岩层本身就替你扛住了内外压差。这也是为什么这门技术从一出生，就和地质绑在了一起4。

麻烦还出在热上。气体被压缩时会急剧升温，压到几十个大气压，温度能升到一两百摄氏度甚至更高；反过来，高压空气膨胀做功时又会急剧降温，温度低到能让管路里的水汽结冰、把膨胀机冻坏。怎么处理压缩产生的那一大笔热，几乎决定了整套系统长什么样，也决定了它要不要烧化石燃料、效率能做到多高4。

按对热的处理方式，压缩空气储能大致分三种。第一种叫非绝热式，也译作透热式（Diabatic）：压缩产生的热不回收，直接排进大气，等到放电膨胀前，再烧天然气把冷空气重新加热到能安全推动透平的温度1。这条路最老、最成熟，亨托夫和阿拉巴马那两座老电站走的都是它。代价是它要烧化石燃料，严格说不算零碳储能，往返效率也只有四成到五成出头。

第二种叫绝热式，或称先进压缩空气储能（A-CAES）：用导热油、熔盐或混凝土一类的储热介质，把压缩时产生的热接住、存起来；放电膨胀前，再用这部分存下来的热去加热空气，全程不烧一滴天然气3。这是中国当前主推的路线，目标往返效率提到六成到七成。文献里一些小型模型甚至宣称能做到六成五至七成五、个别理论值号称超过九成，但那是模型与实验室数字，离大规模商用电站还有距离19。

第三种叫等温式（Isothermal）：用喷水雾、液体活塞这类办法，让压缩和膨胀都尽量贴着恒温进行，理论效率最高。问题是它多数还停在实验和早期阶段，至今没有大型商用电站落地5。

把热的问题放一边，还有一道更硬的门槛：地方。真正大规模的压缩空气储能，需要一个又大又密封、还能扛住反复加压泄压的地下空间。最理想的是盐穴——在地下盐层里用水溶蚀出空腔，岩盐有自愈合性，密封好、造腔工艺成熟，是首选；其次是坚硬岩洞、废弃气田或含水层31。这就带来一个绕不开的约束：没有合适盐层或岩穴的地方，根本建不了传统意义上的压缩空气电站。空气好压，地却不是哪儿都能挖。后面会看到，中国正是在这道地理门槛上做了两手文章。

二　两座孤独的老电站

要理解中国这几年为什么算“突破”，得先看清在它之前，这门技术孤独到什么程度。整整四十多年里，全球能拿得出手的大型压缩空气电站，只有两座。

第一座是德国的亨托夫，1978年投运，世界第一座商用压缩空气储能电站1。它的发电功率约290兆瓦（部分资料按发电工况标到321兆瓦），储气靠地下盐穴，走的是透热路线：压缩热排空，放电前烧天然气再加热空气1。它的往返效率约42%——也就是说，存进去一度电的能量，最后只能取回四成多，其余在排热和燃气环节流失了2。这个数字按今天的眼光看相当难看，但它最大的价值不在效率，而在寿命：四十多年过去，它仍在运行，是人类对“地下存气到底靠不靠谱”这个问题，唯一一份跨越数十年的长期答卷1。

第二座是美国阿拉巴马的麦金托什（McIntosh），1991年投运，世界第二座商用压缩空气储能电站4。功率110兆瓦，同样用盐穴储气，同样是透热式。它比亨托夫聪明的地方，是加了一台回热器（recuperator）：把透平排出的高温尾气余热回收回来，预热即将进入燃烧室的压缩空气，少烧些天然气。这一招把往返效率提到了约54%，比亨托夫高出十几个百分点5。它至今也仍在运行。

两座老电站凑在一起，能读出几层意思。其一，它们都要烧天然气，因此都不是纯粹的零碳储能；它们诞生的年代，人们要的是削峰填谷和电网调节，并不在意碳。其二，它们都死死依赖盐穴——选址被地质牢牢锁住。其三，也是最刺眼的一点：1991年之后的三十多年，全世界几乎再没有大型压缩空气电站投运。这门1970年代就跑通了的技术，就这样在产业里搁置了将近半个世纪。

值得替这两座老电站说句公道话。它们虽然要烧气、效率也低，却实打实地证明了一件最要命的事：把空气压进地下盐穴、反复加压泄压几十年，岩盐能扛得住，密封不漏，系统也不出大乱子。这份长期可靠性，是任何实验室数据和设计模型都替代不了的2。今天中国一批新电站敢往盐穴里压上百兆瓦的空气，底气有一部分正来自亨托夫这四十多年没出事的运行记录。老技术的价值，常常要等到它的接班人出现时，才被重新看见。

三　为什么停滞了四十五年

一项原理上行得通、还有两座电站长期运行作证的技术，为什么会被晾这么久？把几条线索摆开看，停滞并不奇怪。

效率是头一道坎。透热路线只有四成到五成的往返效率，还得搭进天然气，这在燃气便宜的年代算账尚可，一旦要它当“清洁储能”就尴尬——存电还要烧气，碳没省下来，效率也比抽水蓄能（约八成）低出一截。先进的绝热路线本可以甩开天然气，可它要把上百摄氏度的压缩热高效地存住、再无损地还回去，对储热材料和系统集成的要求很高，长期停在论文和小试里6。

地质是第二道坎。盐穴、岩穴、废弃气田并非到处都有，一座电站从选址那一刻起就被地下条件框死。对多数缺乏合适盐层的地区，这条技术路线等于从一开始就不在选项里。

更要紧的是没有需求。二十世纪末到二十一世纪初，电网里风电光伏占比还很低，电力调节主要靠燃气电站和抽水蓄能就够用，没人迫切需要一种又笨重、又挑地方、效率还不算高的长时储能。技术不是不能用，是市场没把它叫醒。

需求的转折点，是新能源占比的攀升。风和光有个天生的脾气：它们什么时候发电，由天气说了算，不由用电需求说了算。中午光伏发得最猛的时候，往往不是用电最多的时候；傍晚太阳落山、用电高峰却刚刚到来。占比低时，这点错位电网还能消化；可一旦风光占到相当高的比例，几个小时尺度的“发用错位”就成了必须解决的大问题——这正是长时储能要补的那一块。锂电池能补两三个小时，再往长里走，就轮到压缩空气、抽水蓄能这些扛得起长时长的技术上场。真正第一个把这股需求接住、并大规模押注压缩空气的，是中国。

四　张家口：用人工硐室绕开盐层

中国这一轮复活，第一枪在河北张家口打响。2022年9月，依托中国科学院工程热物理研究所的技术路线，一座100兆瓦级先进压缩空气储能国家示范电站并网发电，被称为当时世界首座百兆瓦级的同类电站7。

它最关键的一笔，不在功率，而在储气方式。张家口一带没有现成的大型盐层，项目没有去找盐穴，而是开挖了一个约10万立方米的人工硐室来储存高压空气7。这一步的分量需要点明：它第一次让大规模压缩空气储能不再被盐层“锁死”，理论上可以搬到没有盐矿的地区去建。前面说过，地质是这门技术压了四十五年的硬约束，人工硐室相当于在这道约束上凿开了一个口子8。

技术路线上，张家口走的是绝热的非补燃路线：回收压缩热再利用，不烧化石燃料8。按运营方公布的数据，它年发电量超过1.32亿千瓦时，高峰时段可供应约4万到6万户家庭用电7。

这里要把人工硐室的意义讲透一点。盐穴虽好，却只长在特定的地质带上——盐矿在哪儿，盐穴就只能在哪儿。可中国风光资源最富集的地方（比如西北、华北的高原与戈壁），未必正好坐在盐层上。如果压缩空气储能只能跟着盐穴走，它能配套消纳新能源的范围就被大大限制住了。张家口的人工硐室，等于把“储气库”从“老天给的”变成了“可以自己挖的”，理论上让储能选址有机会跟着风光走、跟着负荷走，而不是反过来被盐层牵着鼻子8。

不过人工硐室这条路也有它的账要算。挖一个能扛住反复加压、又密封可靠的人工空腔，造价并不便宜，能不能在经济上稳定复制、摊薄到可接受的度电成本，仍要更多项目和更长时间来验证。盐穴是大自然花了亿万年帮你溶蚀好的现成空腔，人工硐室则要从头开挖、衬砌、做密封，每一步都是钱。方向上它确实把地理枷锁撬松了，但“撬松”不等于“无代价”。后续若没有足够多的人工硐室项目跑出稳定的成本曲线，这条路能走多宽，仍是未知数。

五　金坛：把空气压进盐穴

几乎在张家口之前一点，2022年5月26日，江苏常州金坛的一座盐穴压缩空气储能电站并网投运，是中国第一座利用盐穴储气的压缩空气储能电站9。如果说张家口代表“绕开盐层”的人工硐室路线，金坛代表的就是“用好盐层”的经典盐穴路线——两条技术路线在同一年并行起步。

金坛的调峰能力为60兆瓦，单次循环储电约300兆瓦时，储气盐穴位于地下约1000米深处9。它同样是非补燃式，不烧天然气，运营方公布的转换效率超过60%9。开发方是一个组合：中盐集团出盐穴、华能集团出电力运营、清华大学出技术10。盐矿企业、电力央企、顶尖高校各管一段，这种分工本身就说明，这一轮中国压缩空气储能靠的是把盐穴资源、工程能力和科研力量拼在一起，没有哪一家在单打独斗11。

金坛的野心不止60兆瓦。按规划，远期目标看向1000兆瓦量级；2024年12月，金坛二期破土动工，规划建设两台350兆瓦非补燃机组，配套储气规模达120万立方米，开工时被冠以“世界最大”之名20。值得一提的是，“世界最大”这顶帽子在这几年里于金坛、肥城、应城、三门峡几个项目之间反复易主，引用时得把时间点标清楚，否则容易被宣传口径绕进去21。

六　肥城与应城：300兆瓦时代

如果说2022年的张家口和金坛把功率推到100兆瓦级，那么2024年，中国直接把它顶进了300兆瓦时代。两座电站，两条央企主线。

一座在山东肥城。开发方是中储国能（英文缩写 ZCGN），规模300兆瓦、1800兆瓦时，可连续放电6小时，2024年5月并网，建成时是当时世界最大的压缩空气储能电站12。它对外公布的额定设计效率为72.1%，是中国这批项目里公开的最高设计值13。这里要按写作纪律说明白：72.1%是设计效率，也就是按系统设计算出来的额定值，并非经第三方核证的长期实测全年往返效率，这一点下一节会专门展开。项目总投资约14.96亿元（约合2.06亿美元）；据运营方测算，相比100兆瓦系统，300兆瓦机组的单位成本下降超过30%，每年可节约标准煤约18.9万吨、减少二氧化碳排放约49万吨13。需要留一句提醒：海外聚合媒体曾把肥城误标在湖北，实际它位于山东肥城，引用时别跟着错14。

另一座在湖北应城，名字叫“能储一号”（Nengchu-1），由中国能建（英文缩写 CEEC）牵头。它在2024年4月9日首次并网，2025年1月实现满容量并网、投入商业运行，对外称为世界首座300兆瓦单机的压缩空气储能电站——“单机”二字是它和肥城在工程口径上的区别所在15。规模300兆瓦、1500兆瓦时，储能时长8小时、日放电5小时，对外公布的转换效率最高约70%16。它利用应城丰富的盐穴储气，同样是全绿色、非补燃路线；总投资约19.5亿元（约合2.69亿美元），2022年7月开工，投资方为中国能建数科集团与国网湖北综合能源17。从首次并网到满容量商运，相隔约九个月，这段时间差本身也提示了一件事：大型机组从“接上电网”到“稳定带满负荷运行”，中间还有不短的调试和爬坡18。

到2025年底，这条曲线还在往上走。2025年11月24日，河南三门峡陕州一座700兆瓦、4200兆瓦时的压缩空气储能项目获得核准，由中储国能开发，预计2026年开工，号称下一代世界最大，时长6小时、设计寿命25年以上，采用功率与容量解耦的设计，估算投资48亿到60亿元26。所谓功率与容量解耦，通俗讲就是发电机的大小（功率）和储气库的大小（容量）可以分开设计、各自加码——想放电更久，就多挖储气库；想出力更猛，就加大机组。这正好是长时储能区别于锂电池的一个长处：电池的功率和容量基本是绑死的，而压缩空气可以像“水池配水龙头”那样灵活搭配。

从2022年的100兆瓦，到2024年的300兆瓦，再到核准中的700兆瓦，三年里量级跳了两档。需要提醒的是，700兆瓦目前还只是“获得核准”，离开工、投运、满负荷商运还有好几年和好几道坎；把它和已经在运的肥城、应城放在一起谈“世界最大”，时间口径并不一样。一个在跑，一个在纸上，分量不能混为一谈。

七　效率的真相

讲到这里，必须把热闹按下来，认真算一笔效率账，否则容易被一连串“世界最大”“世界首座”晃花了眼。

先把数字摆齐。透热老路线，亨托夫约42%、麦金托什约54%2。中国这批先进绝热项目，金坛公布超过60%，应城最高约70%，肥城设计效率72.1%16。即便取其中最高的72.1%，也仍明显低于锂电池（约90%）和抽水蓄能（约80%）。这意味着，存进压缩空气电站的每一度电，最后大约要损失三成。效率惩罚是真实存在的，它不是宣传话术能抹掉的物理代价。

这条从42%到72%的提升曲线，本身倒值得看一眼。它大致勾出了这门技术四十多年走过的路：最早的亨托夫直接把压缩热排进大气、白白浪费，再烧天然气补回来，所以只有四成；麦金托什加一台回热器把尾气余热捡回来一点，升到五成出头；中国这批绝热路线则索性把压缩热整个接住、存起来、再还回去，连天然气都省了，于是冲到七成上下3。每往上爬十几个百分点，背后都是对“那笔热”处理得更彻底。绝热路线在文献里的潜力值还更高一些，有模型给到六成五至七成五，个别理论值甚至号称过九成，但越往高处，离已建成电站的真实表现就越远，越要打个问号19。

那为什么还要建？因为压缩空气卖的根本不是效率。它的长处在别处：能连续放电6到8小时，属于长时储能；度电成本低、设备寿命长、不依赖锂钴这类稀有金属，对供应链更友好。在一个风光占比越来越高、电网越来越需要“扛好几个小时”的系统里，长时和低度电成本，有时比那几个百分点的往返效率更值钱。把它和锂电池比效率，本就比错了对象。

这一点值得多说一句。锂电池擅长的是“短时、高频”——几十分钟到两三个小时的调频、削峰，它效率高、响应快，是当之无愧的主力。可一旦时长拉到六小时、八小时以上，锂电池要堆的电芯数量、占用的资金和它的循环寿命账，就开始变得吃力；而且它越大，对锂、钴、镍这些金属的胃口越大，供应链和回收的压力都跟着上来。压缩空气走的是另一条赛道：它的核心部件是压缩机、透平、储热罐和一个地下空腔，主材是钢铁、混凝土和盐穴，几乎不碰稀有金属，设计寿命动辄三四十年。两者其实不是替代关系，更像分工——短时归锂电，长时这一段，留给压缩空气、抽水蓄能这类“重家伙”去扛。理解了这层分工，才不会拿往返效率这一个指标，把压缩空气一棍子打死。

更需要冷静的是这批效率数字的成色。金坛的“超过60%”、应城的“约70%”、肥城的“72.1%”，大多是设计效率或额定值，由央企公告和运营方测算给出，目前公开的长期实测数据——尤其是连续多年、考虑了季节波动和性能衰减的全年往返效率——非常少13。一套系统在设计书上算出72.1%，和它运行五年、十年后实测仍能稳定交出多少，是两回事。这并非质疑这些项目造假，而是提醒：在独立的长期运行数据公开之前，这些数字应当被读作“设计值”，而不是“实测战绩”。学术界也已注意到这一点，2026年发表的盐穴压缩空气技术评估综述，正是在系统梳理这条路线的真实性能与工程边界31。

八　成本与商业模式

效率之外，真正决定这门技术能不能铺开的，是钱。

按行业媒体测算，中国压缩空气储能的资本成本目前约为每千瓦时800元到1500元，全生命周期度电成本约为每千瓦时0.20元到0.30元，已经逼近抽水蓄能，而且选址比抽蓄灵活得多25。逼近抽蓄这件事分量不小，因为抽水蓄能长期是长时储能里成本最低的标杆，可它对地形（要有上下水库和落差）的要求极为苛刻。压缩空气如果能在成本上追平抽蓄、又能在更多地方落地，那它就有了实打实的位置。

规模化是压成本的主力。肥城的经验是，300兆瓦机组相比100兆瓦，单位成本下降超过30%13；三门峡700兆瓦项目继续往上做规模，走的也是同一条把单位成本摊薄的路26。这解释了为什么“世界最大”的纪录会在两三年里反复刷新——把机组做大，本身就是降本手段。

这里需要把“资本成本”和“度电成本”分开看，因为它们讲的是两件事。资本成本（每千瓦时800到1500元）说的是一次性建起来要花多少钱，压缩空气在这一项上并不便宜，甚至比同容量的锂电系统还贵。它真正的优势藏在度电成本里：因为设备能用三四十年、循环几乎不衰减、又不烧昂贵的稀有金属，把建设费摊到漫长寿命里的每一度电上，就被摊得很薄，最终落到每千瓦时0.20到0.30元25。所以评价这类长时储能，不能只盯着“建起来贵不贵”，要算它整个生命周期里“每存一度电、平均花多少钱”。这也是它敢拿来和抽水蓄能掰手腕的底气所在。

但商业模式有一处软肋值得说破：这批项目的收益，高度依赖中国的容量电价、调峰补偿一类政策安排。换个说法，它们眼下能算得过账，相当程度上靠的是政策给长时储能托底，而非纯粹的市场电价套利。政策会不会变、补偿力度能撑多久，是悬在这门生意头上的变量。技术跑通了，不等于商业模式已经自立。海外的同行也一样——前面提到的英国液态空气项目，能往前走，靠的同样是监管机构专门为长时储能设计的价格上下限机制28。眼下放眼全球，长时储能几乎没有哪一种能完全脱开政策扶持、纯靠市场电价自己站稳，这是这条赛道共同的现实，不独中国如此。

九　液态空气：另一条没有地理约束的路

压缩空气有个甩不掉的包袱——它终究要找地下空间存气。有没有办法连这个包袱也扔掉？有，那就是液态空气储能（英文缩写 LAES）。

它的思路换了个方向：用电时把空气净化、冷却、一路压到液化（约零下196摄氏度），变成液态空气，存进地面常压的绝热储罐里；需要电时，再把液态空气泵到高压、加热汽化、急剧膨胀，推动透平发电22。液化和汽化过程中的冷能与热能可以互相回收，用来提高效率。关键在于，它把能量存在地面的人工罐里，完全不需要盐穴或岩洞——没有任何地质约束，理论上可以建在任何地方，甚至建在用电负荷的中心23。这是它相对真正的压缩空气最大的长处。

这条路上跑在最前面的是英国的 Highview Power。它在曼彻斯特特拉福德能源园区建设的卡灵顿（Carrington）项目，号称世界最大的商用液态空气储能：2024年由大曼彻斯特市长 Andy Burnham 破土动工，一期计划2026年投运，二期将提供约300兆瓦时储能、50兆瓦出力、6小时时长，可服务约48万户家庭23。资金上，Highview 在2024年6月获得英国基础设施银行、Centrica 等约3亿英镑投资，背后还有力拓、高盛等；到2025年，其累计融资已超过5亿英镑2427。此外，Highview 的两个英国液态空气项目已进入英国能源监管机构 Ofgem 的“价格上下限”（cap-and-floor）长时储能支持机制——又一次说明，长时储能在哪儿都离不开政策托底28。

液态空气和压缩空气的分工，正好对应着各自的取舍。压缩空气把能量存成“高压”，需要地下空腔，于是被地质捆住，但省去了液化那道高耗能工序；液态空气把能量存成“低温液体”，存在地面罐里，彻底自由地选址，代价是空气液化本身就要耗掉一大笔电，效率因此更低22。一个用地理换效率，一个用效率换地理，方向恰好相反。对那些既缺盐穴、又必须把储能建在城市负荷中心的地方，液态空气几乎是唯一能选的空气储能路线。

液态空气的代价同样诚实。它的独立往返效率约为50%到60%，比中国先进压缩空气还低；只有当它能接入外部废冷或废热时，混合系统效率才可能提到50%到90%的高段2930。日本广岛的廿日市（Hatsukaichi）就是个例子：一座5兆瓦、4小时的液态空气示范项目，特意挨着液化天然气接收站建，借用气化天然气时排出的废冷来提效，计划2025年投运32。成本方面，有技经分析称液态空气在1000兆瓦规模下，储电度电成本可低至约0.0982美元/千瓦时，但这仍是放大到极大规模后的估算，而非已实现的商运数据33。Highview 也还停在第一座商用规模电站放大的阶段，卡灵顿要到2026年才投运，尚无长期满负荷商运记录来证明它的经济性34。

十　中国为什么领先，又领先在哪

把这一章拢到一起，一个问题绕不过去：四十五年全球停滞，凭什么是中国在2022到2024三年里连续把它推到了300兆瓦级？

几条原因叠在一起。其一是需求被政策点着了。中国风光装机规模巨大，电网对能扛数小时的长时储能有真实而紧迫的需求，而容量电价、调峰补偿等政策又给这类项目托了底，让它们在当下算得过账。其二是技术上同时押了两条线：一条是中国科学院工程热物理研究所的科研工程化路线，另一条是中储国能、中国能建、华能这些央企的产业落地路线；张家口的人工硐室和金坛、应城的盐穴几乎并行推进，互为备份。其三是资源底子：江苏金坛、湖北应城、山东泰安一带的盐矿带提供了现成的优质储气盐穴，而张家口的人工硐室技术，又替没有盐层的地区凿开了一条出路31。

但“领先”二字要说得有分寸。中国目前领先的，主要是工程落地的数量和规模——三年里把在运机组从100兆瓦推到300兆瓦，又核准了700兆瓦，这个铺开速度全球独一份26。可放到全球看，大型压缩空气电站的商用样本仍然极少，在运的大型项目数得过来；这门技术的整体成熟度，仍低于锂电池和抽水蓄能。前面反复强调的几点也都还立着：多数效率是设计值而缺长期实测，“世界最大”的标题在项目间反复易主带着宣传成分，商业模式高度依赖政策。

把这些保留意见摆出来，并非要给中国的成绩泼冷水；一项储能技术真正成熟的标志，恰恰是它能拿出长期、独立、可被外人核验的运行数据。锂电和抽水蓄能之所以让人放心，正是因为它们已经积累了几十年、成千上万座电站的实测账本。压缩空气这一轮中国新电站，大多投运还不到三年，最早的张家口、金坛也才跑了三年多，谈“全寿命周期表现”为时尚早。学术界已经开始系统评估盐穴压缩空气这条路线的真实性能边界，这类独立研究越多，外界对这些设计效率数字的信心才越扎实31。真正值得盯的，不是下一个“世界最大”的剪彩，而是三五年后，这些电站交出的第一批完整年度实测效率与衰减曲线。

所以这一章的结论可以收得很克制。压缩空气储能做的，是一笔用效率换地理和时长的交易——它放弃了锂电池那样漂亮的往返效率，换来了几个小时的连续放电、更长的寿命、对稀有金属更轻的依赖，以及（靠盐穴和人工硐室）在更多地方落地的可能。中国做的，是把这笔搁置了四十五年的交易重新摆上台面，用三年时间把它从“两座孤独的老电站”推进到“300兆瓦的一排新电站”。这是实实在在的工程跨越。至于它最终能不能在脱离政策补贴后、用十年以上的实测数据证明自己真的划算，现在还没到下结论的时候。空气已经被关进了盐穴，但这门生意能存多久，要等地下那股压力，慢慢给出答案。

参考文献

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  18. BusinessWire，应城“能储一号”满容量并网投入商运公告，2025年1月11日。链接 →

  19. 《CAES vs LAES 综述》，Processes（MDPI），第11卷第11期第3061篇（A-CAES 文献潜力效率65–75%、个别模型>90%）。链接 →

  20. ess-news，《World’s largest compressed air energy storage project breaks ground in China》（金坛二期破土、2×350MW、储气120万m³、远期1000MW），2024年12月20日。链接 →

  21. pv magazine，《World’s largest compressed air energy storage project breaks ground in China》（金坛二期、“世界最大”标题时间点），2024年12月23日。链接 →

  22. Highview Power 官网，曼彻斯特卡灵顿液态空气储能破土公告（液化约−196°C、地面常压绝热储罐、无地质约束）。链接 →

  23. energy-storage.news，《Liquid air energy storage startup Highview breaks ground at 300MWh UK project》（卡灵顿一期2026投运、二期300MWh/50MW/6h、服务约48万户）。链接 →

  24. UK National Wealth Fund（原英国基础设施银行），《UK Infrastructure Bank backs Highview Power with £165 million》（Highview 长时储能融资）。链接 →

  25. ess-news，《China scales up long-duration storage with 4.2 GWh compressed air project》（中国CAES资本成本约800–1500元/kWh、度电成本约0.20–0.30元/kWh），2025年11月27日。链接 →

  26. ess-news，《China scales up long-duration storage with 4.2 GWh compressed air project》（三门峡陕州700MW/4200MWh、2025年11月24日核准、ZCGN、2026开工、功率容量解耦、寿命25年+），2025年11月27日。链接 →

  27. Centrica 新闻中心，《Highview surpasses half a billion pounds of funding》（2024年6月约3亿英镑、2025年累计融资超5亿英镑），2025年。链接 →

  28. PowerMag，《Highview Power’s two UK LAES projects advance in Ofgem’s cap-and-floor scheme》（两个英国液态空气项目纳入Ofgem价格上下限LDES机制）。链接 →

  29. 《Liquid air energy storage 综述》，Journal of Energy Storage / e-Prime（独立LAES往返效率约50–60%、混合可达50–90%）。链接 →

  30. 《A critical review of liquid air energy storage》，Renewable and Sustainable Energy Reviews（液态空气效率与冷热回收的批判性综述）。链接 →

  31. 《盐穴压缩空气储能技术评估综述》，Applied Thermal Engineering（中国盐穴CAES真实性能与工程边界系统评估），2026年。链接 →

  32. Highview Power 项目页（日本广岛廿日市5MW/4h液态空气示范、借LNG接收站废冷、计划2025年投运）。链接 →

  33. 《ETS-LAES 技术经济分析》，Journal of Energy Storage（液态空气储电度电成本在1000MW规模下可低至约0.0982美元/千瓦时）。链接 →

  34. Linquip，《Liquid Air Energy Storage》（LAES 成本区间与商用化阶段背景）。链接 →