作者：邓星鸣

摘要
本报告全面研究了 2000MW 级液态空气储能技术的发展现状与技术突破，重点分析了该技术在大功率液态空气储能工艺、系统集成与运行控制技术、高效蓄冷换热技术、宽工况压缩 / 膨胀技术四个关键领域的创新成果。研究表明，2000MW 级液态空气储能技术作为新型大规模长时储能技术，通过将电能转化为低温液态空气形式存储，储能密度达到 120Wh/L，相比压缩空气储能技术提升 15-20 倍，具备不受地理条件限制、使用寿命长、环境友好等显著优势。
技术突破方面，项目采用超大型高效宽工况离心压缩机组、全焊接板式换热器等 7 项国际创新关键核心技术，实现了从百千瓦级到万千瓦级液态空气储能系统的规模化发展。系统往返效率已从早期的50% 提升至 60%-66.7%，通过外部余热余冷利用可进一步提升至 70%以上。在成本控制方面，度电成本已从 500 英镑 / 千瓦时降至 125英镑 / 千瓦时，降幅达 75%，预计 2030 年将进一步降至 80 美元 /兆瓦时。
应用前景分析显示，液态空气储能技术在电源侧、电网侧、负荷侧均具有重要战略意义，特别适用于沙漠、戈壁、极寒地区等特殊环境，可与 LNG 再气化、工业余热、空分等系统深度耦合，为构建新型电力系统和实现“双碳” 目标提供关键技术支撑。

引言
在全球能源转型和“双碳 ”目标的战略背景下，大规模长时储能技术已成为构建新型电力系统的关键支撑。传统的电化学储能技术虽然响应速度快，但在大规模、长时储能应用中面临成本高、寿命短、安全性等挑战。抽水蓄能作为目前应用最广泛的大规模储能技术，却受到地理条件的严格限制。
在此背景下，液态空气储能技术凭借其独特的技术优势应运而生。该技术通过将电能转化为低温液态空气形式存储，储能密度达到120Wh/L，相比压缩空气储能技术提升 15-20 倍，同时具备不受地理条件限制、使用寿命长（可达 40 年）、环境友好、安全可靠等显著特点。
当前，液态空气储能技术已从实验室研究阶段进入工程示范应用阶段。中国在该领域取得了重要突破，青海格尔木 60MW/600MWh 项目作为全球在建规模最大的液态空气储能项目，已于 2024 年 9 月进入设备安装与调试的关键阶段，力争 2025 年 9 月底前实现全面建成投产。同时，研究人员已提出 2000MW 级液态空气储能系统的技术方案，通过与火电机组耦合实现深度调峰，空气可储存 100%-105%的电能额定负荷。
本报告将重点研究 2000MW 级液态空气储能技术在四个关键领域的技术突破：大功率液态空气储能工艺、系统集成与运行控制技术、高效蓄冷换热技术、宽工况压缩 / 膨胀技术，并分析其技术原理、创新优势及应用前景，为该技术的进一步发展和产业化应用提供参
考。

一、液态空气储能技术概述与发展现状
1.1 技术原理与系统构成
液态空气储能技术的工作原理类似于电化学电池，系统运行分为三个阶段：空气液化（冲能过程）、液态空气储存（储能过程）和能量释放（发电过程）。在液化阶段，环境空气经过净化过滤后，在压缩机内进行多级绝热压缩，使空气温度和压力显著升高，随后通过一系列热交换器进行等压冷却，逐步降温并完成液化。液化后的空气以液态形式储存，实现电能向液态空气内能的高效转换。
在储存阶段，液态空气在低温常压储罐中长期存储，保持其高能量密度和低损耗的稳定状态。储能时液态空气密度相对于室温气态空气提升约 750 倍，但其存储仍处于常压状态，因此兼具高能量密度和高安全性。在释能阶段，当电力需求增加时，液态空气被加热气化，通过膨胀机进行绝热膨胀，驱动发电机发电，实现内能向电能的转化。 2000MW 级液态空气储能系统的基本构成包括液化空气储能子系统和火电机组子系统两大部分。液化空气储能子系统包括压缩模块、液空储能模块、第一储热模块、第一储冷模块和发电模块；火电机组子系统包括锅炉、汽轮机组、凝汽模块、低压加热模块、除氧模块、高压加热模块、第二储冷模块、换热模块以及第二储热模块。该系统通过液化空气储能系统辅助火电机组实现深度调峰 ， 空气可储存100%-105% 的电能额定负荷。
1.2 技术发展历程与产业化进展
液态空气储能技术的发展历史可以追溯到 19 世纪，1895 年德国化学家 Linde 提出的液化空气技术极大推动了低温物理学的发展，同时也为日后 LAES 技术的应用奠定了基础。1977 年，英国纽卡斯尔大学的 Smith 教授首次提出将液态空气作为储能介质并用于电网调峰，这被广泛认为是 LAES 系统的应用雏形。
21 世纪以来，液态空气储能技术进入快速发展阶段。2004 年，英国伯明翰大学丁玉龙院士与英国 Highview 公司合作，液态空气储能 技 术 得 到 快 速 发 展 ， 并 于 2009-2012 年 建 成 全 球 首 台 套350kW/2.5MWh 液态空气储能电站。2018 年，Highview 公司在英国曼彻斯特建成 5MW/15MWh 的预商业化 LAES 电站，2019 年宣布在英格兰北部建设 50MW/300MWh 商业 LAES 电站，预计 2026 年完工。中国在液态空气储能技术发展方面起步较晚但进展迅速。2018 年，国家电网在江苏同里建设 500kW 液态空气储能示范项目。2023 年 7月 ， 中 国 绿 发 投 资 集 团 投 资 的 中 国 最 大 规 模 的 LAES 电 站（60MW/600MWh）在青海省格尔木开工建设。2024 年 12 月，由石家庄铁道大学和河北建投集团共同承担的河北省 "揭榜挂帅" 全系统液态空气储能项目正式完成并网发电，成为国内首个并网试运行成功的液态空气储能电站，填补了该技术领域空白。
1.3 技术优势与市场定位
液态空气储能技术具有多项显著优势，使其在大规模长时储能市场中占据重要地位。首先是储能密度高，液态存储使储能密度达到120Wh/L，大幅减少了系统占地面积，储能密度为压缩空气储能技术
的 15-20 倍。其次是安全环保，液态空气生产过程无危化品介质，发电过程无污染物产生和排放，整个生命周期清洁低碳。
第三是选址不受地理条件限制，常压存储可实现地面罐式的规模化存储，应用范围广，特别适用于沙漠、戈壁、荒漠以及一些极寒地区等其他储能技术难以发挥作用的环境。第四是移动性高，液态空气可以借助现有船舶、罐车、管道等运输，实现海上风电、陆上风电等新能源电力的远距离传输。
在市场定位方面，液态空气储能技术主要面向大规模长时储能应用场景。该技术适合吉瓦时级别大规模储能，且可以满足电网级储能需求，储能时长可达数小时至数天，能有效弥补锂电池等短时储能技术不足。在电源侧，液态空气储能系统能有力破解当前制约中国可再生新能源发展的弃风弃光问题，并能实现火电的灵活存储和释放，大幅提高火电的深度调峰能力。在电网侧和负荷侧，该技术在削峰填谷、调频调峰、平滑可再生能源输出等方面展现出广阔的应用前景。

二、四项关键技术突破深度分析
2.1 大功率液态空气储能工艺
2.1.1 技术原理与系统流程
大功率液态空气储能工艺是 2000MW 级系统的核心技术之一，其技术原理基于深低温梯级液化蓄冷工艺和常压低温存储技术。该工艺采用新一代液态压缩空气储能技术，基于低温空气液化和蓄冷技术，将电能以常压、低温、高密度的液化空气形式存储，解决了空气存储和恒压释放的问题。
在储能过程中，电网低谷时段的多余电能驱动压缩机运转，净化后的空气被逐级增压至超临界状态。每级压缩后，高效换热器回收压缩热存入热水罐，降温后的高压空气送入冷箱，在蓄冷介质作用下梯级液化，最终在零下 194℃极寒中化作液态空气，注入常压储罐。在释能过程中，用电高峰来临时，液态空气经加压气化，在蓄冷介质和回收热能的双重加热下，形成高压高温气体驱动膨胀机发电，实现谷电峰用的理想闭环。
2000MW 级系统的独特之处在于其与火电机组的深度耦合设计。该系统采用液化空气储能系统辅助火电机组实现深度调峰，通过第一储热模块与火电机组子系统的换热模块连接，通过第一储冷模块与火电机组子系统的凝汽模块相连。系统可储存 100%-105% 的电能额定负荷，在用电低谷期间，火电机组多余发电量可通过液化空气储能子系统，以压缩热和液态高压空气的形式进行储存，在用电高峰期完成释能发电。
2.1.2 核心装备创新与技术参数
大功率液态空气储能工艺的核心在于超大型高效宽工况离心压缩机组的应用。青海格尔木 60MW 项目采用的世界首台套、全球最大规模水平剖分式离心压缩机组，一次性机械试车成功，且机械运转试验各项指标优于合同规定和国际标准要求。该项目的 7 项国际首创技术包括：首台套超大型高效宽工况离心压缩机组、首创全焊接板式换热器、首创单筒处理量最大、运行温度 / 压力最高的空气纯化装置、首创液化 / 复温一体式冷箱、首创国际单台最大流量液体膨胀机、首创国际单台最大流量高扬程液空泵、首创高效低温固相蓄冷器。在技术参数方面，金合能源独立系统组成方案的压缩机出口压力达到10MPa，透平进口压力 12MPa，液化空气储存压力 1.5-1.9MPa，根据规模大小设计工况储能效率约为 55%-65%。离心压缩机的叶轮直径达到 2 米，压力达 7 兆帕，能够承受高原狂风与零下 40 摄氏度极寒环境。
2.1.3 工艺优势与应用效果
大功率液态空气储能工艺具有多项技术优势。首先是系统效率高，通过深低温梯级液化蓄冷工艺，蓄冷效率高达 91%，相比传统技术的 60% 有了大幅提升。其次是储能密度大，该工艺将空气体积压缩 750 倍，每立方米液态空气可以发 75-100 度电，大幅提高了储能密度。
第三是适应性强，该工艺采用七级压缩 + 蓄冷工艺，能够适应不同规模的储能需求，从百千瓦级到万千瓦级实现了规模化突破。第四是能源综合利用，固相聚冷器回收零散冷能，200 摄氏度余热驱动膨胀机，一度电循环榨出三重能量，实现了能源的梯级利用。
在应用效果方面，青海格尔木 60MW 项目作为全球在建规模最大的液态空气储能项目，设计总功率 6 万千瓦、储能容量 60 万千瓦时，建成后将创下发电功率和储能规模两项世界第一。按照设计指标，单次储能可连续放电 10 小时，输送 60 万度清洁电能，全年输电量约 1.8 亿度，能满足 3 万户家庭一年用电需求。
2.2 系统集成与运行控制技术
2.2.1 系统集成架构设计
系统集成与运行控制技术是确保 2000MW 级液态空气储能系统高效、稳定运行的关键技术。该技术的核心在于多系统耦合集成设计，通过将液化空气储能子系统与火电机组子系统深度集成，实现了电、热、冷的多能互补和协调控制。
在系统架构设计方面，2000MW 级系统采用模块化集成方案，主要包括空气液化循环、热能回收循环、冷能回收循环和膨胀做功循环四个子系统。空气液化循环负责将空气冷却并液化至低温状态；热能回收循环和冷能回收循环分别回收系统中高温和低温阶段的废热和冷能，以提升整体效率；膨胀做功循环则利用液态空气汽化后的膨胀动力进行发电，实现电能的输出。
系统集成的创新点在于热 - 电分储技术的应用。传统液态空气储能系统中，由于多余的压缩热能，使得储热填充床中存储的热能会不断累积，系统处于非稳定运行状态。为此，研究团队提出压缩热能分级存储技术，实现热 - 电分储，提升系统灵活性。该技术将高温能量与低温能量分开存储，高温发电、低温供暖，采用此系统供暖与发电可以灵活调控、不受制约，液态空气储能系统运行也更稳定。
2.2.2 智能控制算法与策略
系统运行控制技术采用了先进的智能控制算法和多模式运行策略。2000MW 级系统设计了两种主要运行模式：储能模式和释能模式。在储能模式下，液化空气储能子系统在低谷负荷时段储能，空气可储存 100%-105% 的电能额定负荷；在释能模式下，系统利用储热水技
术以及凝汽器背压，调节凝结水流量，进而调节汽轮机组的出力，提高火电机组升降负荷的速率。
控制策略的核心在于斜温层扩散抑制技术。储冷填充床技术以岩石等固体材料为储冷介质实现低温冷能的存储，但随着储释冷的进行，填充床内部会形成一个温度梯度很大的分层，被称为斜温层，在整个储释过程中会出现明显的斜温层推移现象，在深度释冷的工况下可能会导致出口温度的不稳定。针对此问题，研究团队提出恒温斜温解耦储冷技术，避免存储过程显著的温度梯度引起的冷能品位衰减；针对整个系统开发串并联运行调控策略，实现斜温层在各罐体中的稳定传递，储冷火用效率可达 85% 以上。
2.2.3 协调运行机制与优化策略
系统协调运行机制的设计充分考虑了多系统耦合的复杂性和运行优化需求。在与火电机组的协调运行方面，系统将液化空气储能子循环中多余的压缩热用于加热火电机组子系统中的凝结水，从而减少低压缸抽汽，增加低压缸的发电功率；将液化空气储能子系统中多余的冷量用于降低凝汽器温度，从而降低背压，保持真空度。
膨胀级数设置进行了研究，优化结果显示 2 级压缩机和 3 级膨胀机的配置可以获得高达 66.7% 的往返效率。同时，通过对系统在不同传热面积、储能介质质量流速和充放循环压力的影响下系统的经济性能变化情况的研究，为系统的设计和投资提供了指导性意见。
系统还采用了单塔间歇式空气净化技术，结合液态空气储能中存在的多余压缩热能及发电膨胀排气的干燥气源，实现再生。该技术可
使设备成本降低 33%、运行成本节约 11%。此外，径向流吸附器技术具有流量调节范围宽、压降小、能耗低等优势，能适应新能源电力的波动性，通过设计新型吸附结构，提升流动均匀性，吸附剂利用率提升 13%，减少阻力 31%。
2.3 高效蓄冷换热技术
2.3.1 蓄冷换热原理与技术路线
高效蓄冷换热技术是液态空气储能系统的核心技术之一，其原理基于深低温梯级液化蓄冷工艺，通过多级换热和蓄冷介质的协同作用，实现冷能的高效回收和利用。该技术的核心在于解决冷量供给和需求在时间上的不匹配问题，蓄冷工质所蓄积冷量的供给侧是释能发电过程液态空气在蓄冷换热器中再气化所释放的冷量，而冷量的需求侧是储能阶段中经压缩后需要被冷却液化的高压空气。
在技术路线方面，高效蓄冷换热技术采用了多种创新设计。首先是多级蓄冷技术，发电后的常温空气进入多股流换热器吸收液态空气释放的冷能，温度降低变为低温空气，进入第一储冷填充床，将冷能传递给第一储冷材料，重新变为常温空气，再次流入多股流换热器吸收液态空气释放的冷能，温度降低变为低温空气，进入第二储冷填充床，将冷能传递给第二储冷材料，依次类推，通过三级或更多级的蓄冷填充床实现冷能的充分回收。其次是流化床蓄冷技术，该技术基于流化技术的液态空气储能新型蓄冷系统以流化换热技术为原理，充分利用流化床的均匀性和高效传热性能，提升蓄冷换热效率。第三是固相聚冷器技术，该技术能够回收零散冷能，配合 200 摄氏度余热驱动膨胀机，实现一度电循环榨出三重能量的高效利用。
2.3.2 换热器设计创新与性能参数
高效蓄冷换热技术的关键在于换热器的创新设计。青海格尔木60MW 项目首创了全焊接板式换热器，这是 7 项国际创新关键核心技术之一。兰石重装换热公司为该项目设计制造了 14 台全焊接高效板式换热器，这批设备以金属板片作为传热元件，主要用于能量储存和回收，单体长 5.3 米、宽 4.7 米、高 3.2 米、重 60 余吨，全部实现国产化。
在换热器性能参数方面，研究团队通过分段设计实现显热 - 潜热分级换热，提升换热器疲劳性能。针对液态空气低温传热常采用的板翅式换热器对升温速率和传热温差要求较高的问题，通过技术创新解决了液态空气经历单相和两相传热过程中传热温差大（超过国标单相传热温差 < 50℃ , 两相 < 30℃) 导致的疲劳性能降低问题。
换热器的另一个重要创新是液化 / 复温一体式冷箱的设计，这是 7项国际首创技术之一，实现了液化和复温过程的一体化设计，大幅提高了系统效率和紧凑性。同时，项目还首创了高效低温固相蓄冷器，通过优化蓄冷材料和结构设计，实现了冷能的高效存储和释放。
2.3.3 蓄冷效率提升机制与优化效果
高效蓄冷换热技术通过多种机制实现了蓄冷效率的大幅提升。首先是蓄冷材料的优化选择，采用岩石等固体材料为储冷介质，具有高经济性和化学稳定性，换热流体与固体材料直接接触，实现冷能的存储和释放。其次是传热强化技术，通过流化床技术的应用，充分利用流化床的均匀性和高效传热性能，提升蓄冷换热效率。
在效率提升效果方面，通过深低温梯级液化蓄冷工艺的应用，蓄冷效率从传统技术的 60% 提升至 91%-95%，实现了大幅提升。研究表明，使用填充床来储存冷 / 热能可以将 LAES 系统的性能提升约50%，但同时在系统持续的充能 / 释能动态循环中，填充床同样会增加系统液化空气的耗能。
通过恒温斜温解耦储冷技术的应用，避免了存储过程显著的温度梯度引起的冷能品位衰减，储冷火用效率可达 85% 以上。此外，通过对系统冷能存储研究的深入开展，建立了适用于 LAES 系统液相介质储冷的非稳态计算模型，研究了关键参数对减弱系统非稳态效应的影响，提出了两种减弱非稳态效应的方法，为系统的优化设计提供了理论支撑。
2.4 宽工况压缩 / 膨胀技术
2.4.1 宽工况运行原理与技术特点
宽工况压缩 / 膨胀技术是 2000MW 级液态空气储能系统适应不同运行条件的关键技术，其核心在于压缩机和膨胀机能够在大范围工况下保持高效稳定运行。该技术采用超大型高效宽工况离心压缩机组，这是 7 项国际创新关键核心技术之一，能够适应电网负荷的快速变化和新能源发电的波动性。
在压缩技术方面，系统采用多级压缩工艺，每级压缩后通过高效换热器回收压缩热存入热水罐，降温后的高压空气送入冷箱进行梯级液化。宽工况压缩机的设计特点包括：流量调节范围宽、压降小、能耗低，能够适应新能源电力的波动性，具有大规模商业应用前景。
在膨胀技术方面，系统采用多级透平膨胀机，与压缩机级数相匹配，通过优化设计实现了高效能量转换。研究表明，采用四级压缩 / 膨胀布置的系统具有最优的热力学表现，同时提高 LAES 系统主要部件的绝热效率可以提高系统的整体储能效率。
2.4.2 压缩机与膨胀机技术突破
宽工况压缩 / 膨胀技术在压缩机和膨胀机两个关键设备上实现了重要技术突破。在压缩机方面，项目首创了超大型高效宽工况离心压缩机组，这是世界首台套、全球最大规模水平剖分式离心压缩机组，叶轮直径达到 2 米，压力达 7 兆帕，能够承受高原狂风与零下 40摄氏度极寒环境。
压缩机的技术创新还包括径向流吸附器技术的应用，该技术具有流量调节范围宽、压降小、能耗低等优势，空气波动量大、流动面积宽，能适应新能源电力的波动性。通过设计新型吸附结构，提升流动均匀性，吸附剂利用率提升 13%，减少阻力 31%。
在膨胀机方面，项目首创了国际单台最大流量液体膨胀机和国际单台最大流量高扬程液空泵，这两项技术均为国际首创，大幅提升了系统的膨胀发电效率。膨胀机采用高效径流向设计，能够在不同工况下保持高效率运行，适应液态空气储能系统的变工况运行需求。
2.4.3 变工况调节策略与系统适应性
宽工况压缩 / 膨胀技术通过多种调节策略实现了系统在不同工况下的高效稳定运行。首先是串并联运行调控策略，针对整个系统开发的串并联运行调控策略，实现斜温层在各罐体中的稳定传递，保证了系统在不同负荷下的稳定运行。
其次是变工况优化控制，通过对系统在不同传热面积、储能介质质量流速和充放循环压力的影响下系统的经济性能变化情况的研究，建立了系统性能预测模型，为变工况运行提供了理论指导。研究表明， LAES 系统往返效率每提升 1% 就需要付出 0.5%-1% 的投资成本，该模型为 LAES 系统的设计和投资提供了指导性意见。
在系统适应性方面，宽工况压缩 / 膨胀技术能够适应电网负荷的快速变化和新能源发电的波动性。通过与火电机组的深度耦合，系统能够实现 100%-105% 的电能额定负荷存储，在用电低谷期间储存多余发电量，在用电高峰期释放电能，实现深度调峰功能。同时，系统还具有快速启动、动态响应能力强的特点，能够满足电网对储能系统的快速响应需求。

三、技术优势与性能对比分析
3.1 储能效率与经济性分析
2000MW 级液态空气储能技术在储能效率方面取得了显著进展。系统往返效率已从早期的 50% 提升至60%-66.7%，通过优化设计，2级压缩机和 3 级膨胀机的配置可以获得高达 66.7% 的往返效率。更重要的是，通过利用外部余热、余冷等资源，系统电 - 电效率可达70% 以上。在经济性方面，液态空气储能技术展现出巨大的成本下降潜力。
根据最新数据，其度电成本已从早期的 500 英镑 / 千瓦时降至约125 英镑 / 千瓦时，降幅达 75%，显著低于锂电池的 300 英镑 / 千瓦时。具体成本对比如下表所示：
技术类型
初始投资（美元 /kWh）
LCOS（美元 / MWh）

锂电储能
300-350
150-180

抽水蓄能
100-120
80-100

LAES（2024 年）
220-250
120-140

LAES（2030 年预测）
180-200
90-110

预计到 2030 年，液态空气储能的系统效率有望突破 75%，LCOS （平准化储能成本）降至 80 美元 / MWh，初始投资成本从当前的220-250 美元 /kWh 降至 180-200 美元 /kWh。在中国市场，2025 年液态空气储能系统的单位投资成本预计为 4500 元 /kW，到 2030 年有望降至 3800 元 /kW，这将显著提升其在各应用领域的竞争力。
3.2 与其他储能技术的综合对比
液态空气储能技术与其他主要储能技术的对比如下表所示：

技术指标
液态空气储能
锂电池储能
抽水蓄能
压缩空气储能

储能密度（Wh/L）
120
400-600
-
6-8

往返效率
60%-66.7%
90%-95%
70%-80%
40%-50%



使用寿命（年）
40
10-15
50-100
20-30

地理限制
无
无
有
有

环境影响
清洁
有回收问题
生态影响
清洁

安全性
高
热失控风险
高
高

响应速度
秒级
毫秒级
分钟级
分钟

从对比分析可以看出，液态空气储能技术在大规模长时储能应用中具有独特优势。虽然其储能密度低于锂电池，往返效率低于锂电池和抽水蓄能，但其不受地理条件限制、使用寿命长（可达 40 年）、环境友好、安全可靠等特点使其在大规模、长时储能场景中具有不可替代的优势。
特别值得注意的是，液态空气储能技术在极端环境适应性方面表现突出。该技术特别适用于沙漠、戈壁、荒漠以及一些极寒地区等其他储能技术难以发挥作用的环境，为这些地区的新能源开发和电网稳定运行提供了重要支撑。
3.3 技术成熟度与发展潜力评估
2000MW 级液态空气储能技术目前处于工程示范向商业化应用过渡的关键阶段。中国在该技术领域已形成从理论创新、技术突破到工程应用的完整链条，拥有完全自主知识产权，采用 7 项国际创新的关键核心技术，实现了从百千瓦级到万千瓦级液态空气储能系统的规
模化发展。
在技术成熟度方面，多项关键技术已达到国际领先水平。例如，深低温梯级液化蓄冷工艺使蓄冷效率达到 91%，超大型高效宽工况离心压缩机组一次性试车成功且各项指标优于国际标准，全焊接板式换热器等关键设备实现 100% 国产化。
在发展潜力方面，液态空气储能技术具有广阔的市场前景。随着可再生能源在全球能源结构中的渗透率持续提升，长时大规模储能技术已成为构建低碳能源系统的关键支撑。液态空气储能技术在削峰填谷、调频调峰、平滑可再生能源输出等方面展现出广阔的发展潜力，有望成为支撑低碳能源系统转型的关键技术。
根据行业预测，到 2027 年中国预计建成 50 座液态空气电站，总储能超 10 吉瓦时。这不仅是技术突围，更是将自然能源转化为战略资源的文明跃迁。在政策支持方面，该技术已被列入国家能源局第四批首台套重大技术装备名单，获批 2024 年度国家能源局新型储能示范项目和国家发展改革委绿色低碳先进技术示范工程。

四、应用场景与市场前景
4.1 电网侧储能应用
液态空气储能技术在电网侧具有广泛的应用前景，主要体现在削峰填谷、频率调节、黑启动等功能。该技术适合吉瓦时级别大规模储能，且可以满足电网级储能需求，储能时长可达数小时至数天，能有效弥补锂电池等短时储能技术不足。
在削峰填谷应用中，2000MW 级液态空气储能系统可以在用电低
谷期间储存 100%-105% 的电能额定负荷，在用电高峰期释放电能，实现深度调峰功能。以青海格尔木 60MW 项目为例，单次储能可连续放电 10 小时，输送 60 万度清洁电能，全年输电量约 1.8 亿度，能满足 3 万户家庭一年用电需求。
在频率调节方面，液态空气储能系统具有快速启动、动态响应能力强的特点，能够满足电网对储能系统的快速响应需求。在黑启动功能方面，液态空气储能系统可以作为电网的应急电源，在电网故障时提供启动电力，保障电网的安全稳定运行。
4.2 可再生能源消纳应用
液态空气储能技术在可再生能源消纳方面具有重要作用，特别是在解决弃风弃光问题方面效果显著。在电源侧，液态空气储能系统能有力破解当前制约中国可再生新能源发展的弃风弃光问题，并能实现火电的灵活存储和释放，大幅提高火电的深度调峰能力。
该技术的优势在于其地理适应性强，特别适用于风能、太阳能资源丰富但电网接入困难的地区，如沙漠、戈壁、高原等地区。液态空气储能可以借助现有船舶、罐车、管道等运输，实现海上风电、陆上风电等新能源电力的远距离传输。
在具体应用案例中，利用钢厂余热 + 光伏弃电 + 液态空气储能三联供，唐山试点钢铁生产碳排直降 50%。利用夜间富裕风电电解水制氢，白天氢燃料补燃发电，续航突破 72 小时。利用西沙群岛部署集装箱式机组，台风天靠液态空气稳供全岛电力，摆脱柴油发电机。
4.3 多能耦合与综合能源应用
液态空气储能技术在多能耦合和综合能源系统中展现出巨大潜力。该技术可以与 LNG 再气化、空气分离、工业余热、光热、传统电厂等多种形式能源耦合，提升能源综合利用效率，是当前最具潜力的新型大规模长时储能技术之一。
在 LNG 冷能利用方面，以建投旗下曹妃甸液化天然气接收站为基础，规划研究低温冷能的回收、存储、利用，以 LNG 蒸发冷能作为低温冷源，液态空气储能系统发电效率达 70% 以上。在工业余热利用方面，固相聚冷器回收零散冷能，200 摄氏度余热驱动膨胀机，实现一度电循环榨出三重能量。
在多联产应用中，液态空气储能系统不仅可以实现电能的输出，同时还可以提供冷能和热能等工业副产品。研究表明，与独立的 LAES系统相比，耦合系统的能源利用效率提高了 20.76%，并且投资回收周期也缩短了 7.47 年。例如，LAES 系统与太阳能集热和制氢工艺相结合的多联产系统，除可以提供电能外，还可以提供次氯酸钠、氢气和淡水等工业副产品。
4.4 市场规模与发展预测
液态空气储能技术的市场前景广阔，预计将迎来快速发展期。根据行业分析，到 2027 年中国预计建成 50 座液态空气电站，总储能超 10 吉瓦时。在全球市场，Highview Power 公司已宣布在苏格兰建设 200MW/2.5GWh 的超大规模 LAES 电站，并在西班牙开发高达2GWh 的长时液态空气储能项目，预计投资约 10 亿美元。
在成本下降趋势方面，随着技术的不断成熟和规模化应用，液态
空气储能的成本将持续下降。根据国家能源局 2024 年发布的《新型储能技术发展路线图》，到 2025 年，液态空气储能系统的单位投资成本有望从当前的约 1.8 元 / Wh 降至 1.2 元 / Wh，其中系统集成优化贡献率达 30% 以上。
在政策支持方面，液态空气储能技术已被列为国家重点支持的新型储能技术之一。该技术入选国家能源局第四批首台套重大技术装备名单，获批 2024 年度国家能源局新型储能示范项目和国家发展改革委绿色低碳先进技术示范工程，为技术的产业化发展提供了有力支撑。

五、挑战与发展建议
5.1 技术挑战与解决方案
尽管 2000MW 级液态空气储能技术已取得重要突破，但仍面临一些技术挑战需要解决。首先是系统效率有待进一步提升，目前系统往返效率普遍在 50%-60%，相较于理论理想值（>70%）仍存在显著提升空间。未来提升系统热力学性能的关键在于深入优化液化与释能阶段的热质流管理，尤其是高效换热结构、多级压缩 / 膨胀系统的协同设计，以及冷 / 热能梯级回收策略的开发。
其次是成本控制压力较大，目前液态空气储能系统的建设成本和运营成本相对较高，这限制了其市场推广。根据国际数据，目前在英国，液态空气储能成本高达每千瓦时 500 英镑，而锂离子电池成本约为每千瓦时 300 英镑。虽然中国市场的成本控制较好，但仍需要通过技术创新和规模化应用进一步降低成本。
第三是系统复杂性较高，液态空气储能系统涉及低温、高压、换热、控制等多个技术领域，系统集成和运行控制较为复杂。特别是在液态空气组分控制方面，液态空气存储温度低（-194℃) , 与外界环境（~20℃) 存在传热；同时，液态空气各组分沸点不同（液氮、液氧、液氩），存储过程易分层。研究团队已开发组分调控技术，通过热力学排气与冷屏障技术结合，连续 25 天测试表明液态空气中氧气浓度保持在 20-20.6%，远低于临界浓度 23%，可以安全存储。
5.2 产业化发展建议
为推动 2000MW 级液态空气储能技术的产业化发展，提出以下建议：
1、加强技术创新和研发投入。重点突破系统效率提升、成本降低、可靠性提高等关键技术瓶颈。加大对高效换热器、新型蓄冷材料、智能控制系统等核心技术的研发投入，推动技术不断迭代升级。同时，加强国际合作，引进消化吸收国外先进技术，提升自主创新能力。
2、推进规模化示范应用。建议在可再生能源资源丰富、电网调峰需求大的地区建设一批 2000MW 级液态空气储能示范项目，验证技术可行性和经济性。通过示范项目的建设和运营，积累工程经验，完善技术标准，为大规模推广应用奠定基础。
3、完善政策支持体系。建议出台针对液态空气储能技术的专项支持政策，包括投资补贴、电价机制、税收优惠等。同时，将液态空气储能纳入国家能源发展规划和新型储能技术发展路线图，明确发展目标和重点任务。
4、构建产业生态系统。建议培育和发展液态空气储能产业链，包括关键设备制造、系统集成、运维服务等环节。支持龙头企业发挥引领作用，带动产业链上下游协同发展。同时，加强人才培养，建立产学研用协同创新机制。
5.3 未来发展展望
展望未来，2000MW 级液态空气储能技术将在多个方面实现重要突破和发展：
在技术发展方向上，液态空气储能技术将朝着提高系统循环效率、优化储能密度、降低成本等方向不断优化发展。预计到 2030 年，系统效率有望突破 75%，LCOS 降至 80 美元 / MWh，初始投资成本降至 180-200 美元 /kWh。同时，通过与其他能源系统的多能耦合模式，进一步推动其在电力系统中的大规模应用。
在应用场景拓展上，液态空气储能技术将在电源侧、电网侧、负荷侧等领域实现更广泛的应用。特别是在 "双碳" 目标背景下，该技术将在促进可再生能源消纳、提升电网灵活性、推动能源结构转型等方面发挥关键作用。
在全球化发展上，中国的液态空气储能技术将从国内市场走向国际市场。随着技术成熟度的提升和成本的下降，中国企业有望在全球液态空气储能市场中占据重要地位，为全球能源转型贡献中国智慧和中国方案。
结论
本报告对 2000MW 级液态空气储能技术进行了全面深入的研究，
重点分析了该技术在大功率液态空气储能工艺、系统集成与运行控制技术、高效蓄冷换热技术、宽工况压缩 / 膨胀技术四个关键领域的创新突破。研究表明，2000MW 级液态空气储能技术作为新型大规模长时储能技术，已具备工程示范向商业化应用过渡的技术条件。
在技术突破方面，该技术通过采用超大型高效宽工况离心压缩机组、全焊接板式换热器等 7 项国际创新关键核心技术，实现了从百千瓦级到万千瓦级的规模化发展。系统往返效率已从早期的 50% 提升至 60%-66.7%，通过外部余热余冷利用可进一步提升至 70% 以上。在成本控制方面，度电成本已从 500 英镑 / 千瓦时降至 125 英镑/ 千瓦时，降幅达 75%，展现出巨大的成本下降潜力。
在应用前景方面，液态空气储能技术在电网侧储能、可再生能源消纳、多能耦合等领域具有广阔的市场空间。特别是在极端环境适应性和大规模长时储能需求方面，该技术具有不可替代的优势。预计到2027 年，中国将建成 50 座液态空气电站，总储能超 10 吉瓦时，为构建新型电力系统和实现 "双碳" 目标提供关键技术支撑。
尽管该技术仍面临系统效率提升、成本控制、技术复杂性等挑战，但随着技术不断成熟和政策支持力度加大，2000MW 级液态空气储能技术有望在未来 5-10 年内实现大规模商业化应用，成为支撑全球能源转型的重要技术之一。建议相关企业和研究机构加强技术创新和产业化布局，抓住这一历史性发展机遇，为推动能源革命和可持续发展做出重要贡献。