随着“双碳”目标一直在推进, 风光新能源的装机规模在快速扩大, 新型储能就成为了构建新型电力系统里不可或缺的关键环节。大家通常知道的是锂电池和抽水蓄能, 而二氧化碳储能则是近些年才快速崛起的热门长时储能技术路线。
这次采访是在ESG创新年会(2026)上发生的, 话题主要是围绕这项技术的原理是什么, 优势在哪里, 产业化进展到哪一步了, 还有政策提供了什么样的机遇。《企业观察报》的记者对此进行了现场采访, 接受采访的那位专家是中国科学院理化技术研究所二氧化碳储能技术专家张振涛。
他在谈话中用老百姓能听懂的通俗语言把二氧化碳储能的技术逻辑给讲清楚了。另外呢, 他还很客观地分析了目前这个产业面临的最大瓶颈是什么, 以及未来的发展前景会是怎么样的。
01
用物态转化给
大电网配“充电宝”
在说到二氧化碳储能是怎么一个基本道理的时候, 张振涛给出了一个挺形象的比方, 意思就是给大的电网安上了一台容量非常巨大、还能存很久电的超级充电宝。
张振涛接着又进一步解释了这事儿, 他说这种技术是靠二氧化碳这种物质, 在变成气体、变成液体或者处于又气又液那种超临界状态之间来回变化, 以此来把电能存起来再放出来, 这说到底属于物理储能这一类东西, 整个中间过程里面是不发生什么化学反应的。
在电网用电进入低谷时段, 风电以及光伏这种类型的发电方式常常出现电力过剩的状况, 与此同时电网所承受的负荷压力比较小, 这就容易产生出大量的剩余电力。
利用这部分价格比较便宜的富余电能去驱动压缩机组, 将气态的二氧化碳进行加压和降温处理, 使其转化为液态的二氧化碳。这样做可以把电能转化成工作物质的内部能量, 并把这些能量存储在专用的储罐当中, 这样就完成了整个储能过程。
等到用电高峰来临的时候, 社会用电负荷会激增, 新能源出力又可能不足, 再将储存的液态二氧化碳进行加热, 使其快速汽化膨胀, 用高速气流推动涡轮发电机组运转, 把储存的能量重新转化为电能输送回电网。整套系统完成“压缩储电—膨胀发电”的完整循环。
张振涛特别强调, 和很多人的那种想当然的固定看法并不一样, 二氧化碳在此处仅仅充当的是能量传递的工作介质这一角色, 系统内部的二氧化碳属于循环使用的状态, 并不会向外进行排放动作, 因此绝对不会造成任何额外水平的碳排放产生。
02
安全、长时、无地理约束
等优势突出
在谈到需要与传统储能技术进行对比的时候, 张振涛对二氧化碳储能具备的核心优势做了归纳总结。他认为这些核心优势一共有五个方面。第一个是安全性能好。第二个是特别适合用于长时储能场景。第三个是没有地理条件方面的约束限制。第四个是具有高效率以及超长使用寿命的特征。第五个是工质资源非常容易获取到。
在安全这个层面, 二氧化碳的化学性质是非常稳定的。它既不可以燃烧, 也不会发生爆炸。整套储能系统的运行是基于物理相变过程进行的。所以, 系统里面不存在像锂电池那样出现热失控的风险。同时, 也没有因为燃烧而起火的隐患。
现在, 城市还有工业园区的周边区域, 对储能电站的安全要求变得非常严格, 很多项目都选在靠近人口密集的这些地方, 二氧化碳储能因为有这种安全的特性, 所以它特别 fits 在城市周边、工商业园区以及负荷中心去进行布局, 这样确实可以降低在项目安全管控方面的压力。
在长时储能这个领域, 二氧化碳储能系统能够根据电网的实际需求来灵活地配置储能的时长, 它既可以被配置为四小时的标准储能方案, 也可以被设计成八小时或者十二小时, 乃至超过二十四小时的跨越日期的长时储能系统, 而长时储能是未来新型电力系统所必需的刚需, 若是依靠锂电池去实现长时间的储能, 则会造成电池的数量成倍增长, 从而导致投资成本急剧抬高, 使得经济性很难得到保障。
这正是锂电池技术所存在的不足之处, 同时也成为了二氧化碳储能领域可以集中力量进行发展的一个重要方向。
从地理约束的方面来看, 传统的抽水蓄能技术必须是具备高差条件的才行, 而且需要配套建设水库, 所以它受到地形地貌的制约是十分严重的, 合适选址的资源现在越来越稀缺了；传统的压缩空气储能技术大多是要依赖盐穴、地下岩洞这些天然形成的地下腔体的, 因此项目的选址是受地质条件限制的。
二氧化碳储能这个技术, 采用模块化成套设备的方式。这种设备在工厂里面进行预制生产, 然后到现场再进行组装。因为它不需要特殊的地质条件, 也不需要特殊的水源条件。所以不管是在戈壁荒漠地区, 还是在产业园区, 亦或者是城市近郊, 都是可以进行落地建设的, 它的布局灵活性是非常高的。
关于效率和使用寿命这一点, 在目前咱们国家的示范项目里, 系统的往返效率能够一直保持在百分之六十到百分之七十五的范围之中, 这表示它在能量利用方面已经做到了相当不错的程度。
整个系统所使用的核心装备, 主要是像压缩机、透平机组以及储罐这类机械设备, 所以根本不用去担心会出现那种电化学方面的衰减问题, 这些设备在设计寿命的期限上, 完全可以达到三十年以上。
把时间拉长到八至十二年这一个锂电池的使用周期来进行对比的话, 那因为寿命比较长, 所以就能把整个周期里面总的投入给摊薄掉, 这样一来, 全生命周期所具备的成本优势就会伴随着运行时间的不断增长, 而变得越发明显起来。
在工质选择这块, 二氧化碳的供应情况是很充足的, 并且把它的用起来成本很低。这种作为工质的二氧化碳是可以来自于对工业烟气进行捕集得到的东西, 也可以是化工过程中产生的副产品, 当然还直接使用那些天然的二氧化碳资源来进行补充。
整个系统内部采用的是一个完全密闭的循环方式, 所以造成的损耗是非常低的, 这样的话对于工质方面的采购还有日常的维护保养所产生的花费都是能够在一定范围内控制住的。
03
与锂电池是互补而非替代
目前, 锂电池储能市场的热度是非常高的。那么, 它们两者之间是竞争替代的关系, 还是互补的关系? 张振涛对这个事情给出了非常明确的表态。他表示, 这两者根本不是非此即彼的那种竞争替代的关系。相反, 它们更多地是一种功能上的互补关系。在未来的发展中，它们需要协同配套, 一起共同支撑电网运行。
锂电池响应得比较快, 毫秒级就能完成功率调节, 循环效率表现得也很优秀, 因此它更加适合用于短时调频、快速爬坡以及短时功率支撑, 能够应对电网出现的秒级或分钟级的波动, 从而解决瞬时存在的功率缺口。
但是, 受到成本的约束, 锂电池很难实现十几小时甚至更长时间的长时储能应用。风光发电这件事，白天晚上差别大得很, 天气一变它也跟着变。白天的时候, 光伏发电量特别大, 一到夜里发电就归零变成没有电了。
天气好是晴天的时候, 发的电挺充足；要是阴天或者下雨天, 出的力就大幅往下掉。二氧化碳储能瞄准的事情, 是4小时到24小时甚至跨到天以后的长时能量调节。这么做, 就是为了解决新能源在时间维度上风能和太阳能源量对不上的这个问题。
张振涛给出了一个具体的例子, 他指出在白天时段光伏电力发得特别多的时候, 二氧化碳储能设备把那些多余的电力给储存了起来, 等到了夜间再把它们释放出来, 如果是连续晴天就会进行储电操作, 遇上阴雨天气就直接向外部进行供电, 在未来的新型电力系统里是需要让锂电池去负责那种快速的功率调节任务, 同时也需要让像二氧化碳储能这种东西叫做长时间储能的技术去负责大容量的能量转移工作, 只有把多种不同类的储能技术组合在一起进行搭配使用, 才能够同时兼顾电网对功率需求和时长需求这两方面的情况。
04
产业化正从示范
迈向规模化商业落地
如果放眼全球来看, 如今二氧化碳储能技术究竟处于一个什么样的发展阶段?
关于这个问题, 张振涛作了一个介绍, 从整体的状况来看的话, 大家会发现该项技术现在正处在从实施示范验证去迈向实现规模化商业落地的一个关键过渡环节当中, 毕竟该技术的核心原理方面, 已经通过相关的示范项目得到了有效的验证, 并且现在正在朝着百兆瓦级别的工程应用方向进行不断地推进。
在国际市场方面, 意大利有一家叫作Energy Dome的公司建成了全球代表性二氧化碳储能示范项目, 他们较早开展了工程实践, 积累了设备调试与系统运行经验, 但是海外项目普遍规模偏小, 大规模商业化推进速度较慢, 国内产业发展势头强劲, 整体跻身全球第一梯队。
中国科学院理化技术研究所的研究团队在河北廊坊成功建立了国内第一套二氧化碳储能示范项目。经过一段时期的长期连续运行测试工作之后, 他们完成了在各种不同工况条件下的验证步骤, 从而顺利打通了整套技术在工程应用方面的全部环节。
依靠已经取得的示范成果作为基础, 研究团队坚持不懈地推动更大规模的工程项目尽快实现落地实施。目前, 位于河南、山东、陕西、新疆等地的多个规模为一百兆瓦的液态二氧化碳储能重点项目正处于建设的推进状态之中。
除了科研院所以外, 国内很多的能源装备企业都进入了这个领域。新疆、广东等地陆续建起了不同规模的示范工程。压缩机、透平机组、储罐制造等产业链上下游的企业也在逐步加入进来。国内拥有完备的装备制造基础。
这成为了二氧化碳储能发展的一个独特的优势。但是, 我们也要对现状进行客观的认识。在现阶段里面, 百兆瓦或者更大的大型商业项目数量还是比较少的。大规模的商业化发展才刚刚开始起步。
在推进产业化的时候, 行业会碰到三个现实的挑战。第一个就是规模化降低成本的压力。现在的产业还处在早期阶段, 大功率单机装备供应不足。百兆瓦时这样的项目案例比较少。
上下游产业链还没有形成批量和规模化的生产能力。压缩机、透平这些核心设备定制化特征比较明显。这就推高了项目的初始投资。后面随着项目数量持续增加, 装备批量投产, 供应链更加成熟之后, 成本会有很大的下降空间。
另外, 电力市场的收益机制还存在着需要进一步加以完善的问题。长时间储能的独特价值, 并没有在现有的电力市场体系里面得到充分的体现。
目前的电力现货市场和辅助服务市场的规则, 主要是适应于短时储能的情况, 而由二氧化碳储能所提供的跨越一天的能量调节功能, 还有作为容量保障所具有的价值, 在关于价值的计量方式以及关于收益的核算方法这两个方面, 目前仍然处在一个还在不断探索的阶段, 所以说涉及到“谁受益, 就由谁来付费”这样的机制, 是迫切需要持续不断地进行精细打磨的。
如果只是单纯地依靠峰谷电价之间的价差来套利这种手段, 那么收益的渠道就会显得非常单一, 而这种情况是会降低市场主体投资意愿的。
到了最后阶段, 行业标准还有检测认证体系这一块内容, 目前还处在正在进行的建设过程里面。关于二氧化碳储能这项属于新兴储能技术的项目来说, 像工程设计规范、设备检测要求、并网准则以及项目竣工验收等方面, 一个非常完整的标准体系还没有彻底形成好。
因为标准体系这边存在缺位的情况, 所以会对项目的审批工作、并网工作开展起来形成制约作用, 这样会影响投资方心里的信心程度, 因此需要科研机构加上企业、行业主管部门这几方力量协同发力, 来把标准的短板给补齐。
05
“十五五”有望实现
规模化商业应用
长时储能这种好东西, 它的价值想要真正变成钱, 那是离不了政策机制来撑腰的。国家发展改革委员会还有国家能源局, 在去年年初的时候, 专门发了一个叫《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》的文件, 文号为发改价格〔2025〕136号。
张振涛这个人说了, 别看这个文件主要是对着新能源发电这块领域去的, 但它同时也给包括长时储能在内的储能技术, 开辟出了一条非常重要的制度通道, 让相关产业有法可依, 有章可循。
张振涛认为这个文件能让新能源全部进入电力市场买卖, 电费价格由市场自己定, 新能源进到市场里面以后, 电价在不同时间段的涨跌差距会变得更大, 用电量比较少的时候新能源发出的电多, 这个时候电费的低谷期价格就会降低, 用电量很大的时候 electricity 紧张, 高峰期的电价就会上涨, 这样峰谷之间的价差就扩大了, 这直接让储能通过买低卖高来赚钱的模式更好做了, 项目的收益也就提高了。
新能源正在全面地进入现货市场里面, 电网对于那种可调并且还可靠的电源的需求, 将会持续地增强, 风电和光伏它们本身就有间歇性还有波动性的特点, 所以需要搭配储能来进行调节, 不然没办法稳定且持续地向外面供电, 市场对于能够支撑数小时乃至跨昼夜持续供电的资源需求正在刚性上涨, 二氧化碳储能的技术特性恰好可以匹配这一方面的市场需求, 所以它的市场空间将会持续地被释放出来。
在2026年1月30日这一天, 国家发展改革委发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格〔2026〕114号)》, 这个文件通常被简称为“114号文”。该文件首次从国家层面出发, 确立了电网侧独立新型储能的容量电价机制, 其核心逻辑在于按照“顶峰能力”来进行付费。
如今, 湖北、甘肃、宁夏、浙江、河北、广东、内蒙古、新疆、安徽等这些省份里面的多个地方, 都已经把属于独立储能的那部分容量补偿的政策给明确下来了。因为“114号文”还有各地的那些细化规定已经实实在在地落实到位了, 所以就能够非常精准地去识别出来, 并且给予补偿那种长时储能的核心价值究竟是在哪儿。
这么做的话, 就等于是对长时储能在新型的电力系统当里面所拥有的那个战略地位进行了确认, 于是就给大规模推广和使用长时储能开创了那些具有确定性的增长空间。
张振涛表示, 通过容量电价政策的实施, 项目收益模式将从单一的电能量套利这种局面进行转变, 转变为一种包括容量保障收益、电能量套利以及辅助服务补偿在内的多元收益结构, 这种拥有多重收益来源的情况, 是长时储能完成商业闭环的关键所在。
政策释放利好这一点, 并不等同于产业就会立刻迎来爆发式增长。政策负责搭建发展的制度土壤, 但是企业盈利这件事, 依然还是要依靠产业自身去进行持续攻坚。行业主体必须要好好把握政策机遇, 持续地对技术方案进行迭代, 提升工程实施能力, 压低度电成本, 提高系统运行的可靠性。
只有做到技术、装备、工程、市场这些维度的协同进步, 产业才能够实现稳步发展。根据行业发展节奏进行判断, 到了“十五五”这段时期, 二氧化碳储能有希望能够实现规模化和商业化运营, 同时, 它也会成为我国新型储能体系里面的重要组成部分。
面向未来, 张振涛提出了一个看法, 他觉得二氧化碳储能将会成为新型电力系统里一种非常重要的基石般的储能技术, 这种技术具备安全性高、存储时间长、经济效果好以及灵活性强的特点, 它将为实现中国设定的“双碳”目标提供坚实有力的工程支撑。
