数字储能网讯：液态空气储能（LAES）技术具备长达30~40年的设计寿命，且性能衰减极小，使用空气和钢铁作为主要材料。另外，该技术不受特定地理条件的限制，可以灵活选址部署，克服了压缩空气储能技术的局限性，是支持高比例可再生能源并网和构建新型能源体系具有良好应用前景的技术之一。我国青海省60 MW/600 MWh液态空气储能国家级首台套示范项目基建及设备安装已完成，进入调试阶段，作为全球在建规模最大的液态空气储能项目，计划于近期并网发电。本文梳理了当前全球液态空气储能技术的发展现状，为我国发展提出启示与建议。
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液态空气储能技术路线与研发动态
液态空气储能是一种新兴的长时储能技术，通过将空气冷却至液态并在需要时释放能量，具有广泛的应用前景和技术优势。液态空气储能技术的核心在于利用电力过剩时将空气冷却至极低温度，形成液态空气并加以存储。当电力需求增加时，液态空气被加热并气化，体积膨胀约700倍，产生的高压气体可驱动涡轮机发电。这一过程不仅能有效储存能量，还在削峰填谷、调频调峰、平滑可再生能源输出等方面具有重要潜力，预计将成为支撑低碳能源系统转型的关键技术。而且，其超低温特性不仅适用于能源储存，还可用于耦合其他工业领域，具有广阔的应用前景。液态空气储能三种技术路线的优缺点如表1所示。
液态空气储能技术目前还存在热力学损失、经济性差、耦合和集成设计等核心问题，2025年的主要研究进展如下。
1、热力学与经济性优化
研究人员对独立液态空气储能系统或多种集成系统进行基础热力学建模、组件优化和经济效益评估，提高了系统往返效率并降低储能成本。4月，丹麦技术大学对不同储料填充床冷热储能的液态空气储能系统进行热力学和经济性分析，估算所需储罐成本，并确定系统运行的最佳充放电压力。对于输入功率为100 MW、恒定容量的冷热储能的液态空气储能系统，最佳充注压力为18.5 MPa，放电压力为10 MPa，系统最大往返效率和液态空气产量分别为50.2%和69.3%。同月，沙特阿拉伯伊斯兰大学将多种复杂的燃气轮机循环、超临界CO2再压缩循环等与压缩空气储能集成，并通过人工神经网络（ANN）、NSGA-II方法和TOPSIS决策，实现了人工智能驱动的多目标优化过程，包括系统放能往返效率（ERTE）、净现值（NPV）和产品比成本（CPr,tot）等。
2、跨系统多能/多产品集成与冷/热能梯级利用
国内外多项研究将液态空气储能与其他储能技术、外部工业废热/废冷或多联产系统耦合，利用能源的梯级转化，可提供多种能源产品，大幅提升综合能源利用效率。3月，加拿大圣约翰纪念大学提出了一种集成液化天然气（LNG）汽化装置、固体氧化物燃料电池工艺、镁氯热化装置和Kalina热电循环的混合液态空气储能系统，通过废热回收同时产生电力和氢气。该混合工艺往返效率为67.98%，㶲效率为65.25%，并能将CO2排放量减少62.81%。4月，中国科学院理化技术研究所提出了一种集成了液态空气储能和抽水热储能（PTES）的新型储能系统，通过两者相变冷能的相互辅助，实现了56.57%的系统往返效率和167.53 kWh/m3的储能密度。该系统投资回收期为7年，30年净现值为1.872亿美元，LCOE为0.122美元/kWh。8月，华北电力大学提出了一种新型多代空气分离装置（ASU）与液态空气储能系统，通过工艺优化，使得液态空气储能系统的往返效率达到57.09%，同时空分产品的综合耗电量为0.268 kWh/Nm3，与现有ASU相比下降了51.25%。该系统的平准化电力成本（LCOE）低至0.070美元/kWh，投资回收期短至3.9年。12月，浙江理工大学提出了一种与粮食干燥相结合的制冷、供热、电力（CCHP）多联产液态空气储能系统（LAES-CCHP），系统最佳充电压力和放电压力分别为9.0 MPa和6.0 MPa。在冷凝增强干燥模式下，综合能源利用效率达到114.33%，静态投资回收期为5.12年。
3、可再生能源辅助与高性能热力循环优化
研究人员引入太阳能等可再生能源作为液态空气储能系统的辅助热源，并对热力循环过程进行设计优化，从而打破传统效率瓶颈，实现极高的等效往返效率。3月，华北电力大学对太阳能辅助的液态空气储能系统进行设计优化，特别是结合等温压缩（SA-ILAES）和有机朗肯循环（SA-ILAES-ORC）。结果表明，SA-ILAES和SA-ILAES-ORC系统的等效往返效率分别达到160.71%和193.62%，LCOE低至0.08861美元/kWh和0.08915美元/kWh，投资回收期分别为9.06年和9.75年，具有广阔的商业前景。9月，卡塔尔环境与能源研究所提出由太阳能光伏组件供电，集成液态空气储能和电解氢储能的混合站，并利用热回收循环（TFC）进行额外发电，系统整体效率为55.5%，其中液态空气储能效率为57.1%，TFC效率为11.6%，旨在满足汽车充电和加氢的综合能源需求。
02
全球液态空气储能电站建设进展
1、英国企业技术领跑，推动液态空气储能走向商业化
海外液态空气储能技术的典型示范项目如表2所示，英国占据全球领导地位。英国Highview Power公司是全球液态空气储能技术的开拓者，拥有该领域的核心专利技术。该公司于2018年在英国曼彻斯特投运了全球首个电网级的液态空气储能示范项目，功率5 MW，容量15 MWh，首次在实际电网环境中证明了液态空气储能技术的可行性，验证了其并网运行和提供电网平衡服务的能力，是液态空气储能技术从理论走向商业化的关键一步。该公司于2024年获得了3亿英镑投资，在英国卡灵顿建设商业化大型项目，规划功率为50 MW、容量为300 MWh，预计2026年投入运营。同时Highview Power也向全球授权和推广液态空气储能技术，包括在日本、西班牙和美国等地开发项目。其中日本住友重工是Highview公司的主要投资者与技术合作伙伴，利用Highview的模块化液态空气储能技术在日本广岛建设了一座功率5 MW、容量20 MWh的商业化电站，并于2025年12月成功投运。从技术原创性、商业成熟度和全球市场拓展来看，英国均处于主导地位。
2、我国技术发展迅速，示范项目规模全球领先
我国液态空气储能领域虽然起步稍晚，但发展速度极快，已经从技术研发迈向了大规模示范应用阶段。该领域技术研发主要由中国科学院理化技术研究所等科研机构引领，在液态空气储能系统的设计、集成、关键部件等方面已经取得了长足进步，并拥有了自主知识产权。
青海省格尔木“60 MW/600 MWh液态空气储能国家级首台套示范项目”由中国绿发投资集团有限公司和中国科学院理化技术研究所联合攻关，蓄冷效率（95%）、电-电转换效率（55%）等多项核心指标世界领先，设备自主化率达100%，是世界液态空气储能领域储能功率最高、储能容量最大的项目，单日储能可连续向电网输送60万度清洁电能，年发电量约为1.8亿度，可满足约3万户居民一年的用电需求。与英国Highview Power公司正在建设的商业电站（50 MW/300 MWh）相比，青海项目在储能时长（10小时）和总容量（600 MWh）上更具优势。该项目作为国家能源局的首批新型储能示范项目，验证了我国自主液态空气储能技术的可行性。
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启示与建议
1、发掘潜力方向，突破热力学与耦合效率瓶颈
未来研发工作应重点聚焦于超临界液态空气储能等高能量密度和高效率的未来技术路线。同时，深化跨系统多能/多产品集成与冷/热能梯级利用研究。将液态空气储能与具备废冷源的工业系统深度耦合，利用外部冷能或废热，将液态空气储能效率提升至70%甚至更高水平。通过差异化研发，将液态空气储能从单一储能技术升级为提供冷、热、电多种能源产品的综合能源系统。
2、因地制宜，培育多能联产产业生态
通过在西北沙戈荒等新能源基地布局长时储能示范项目，培育“储能+工业冷能利用”、“储能+绿氢”等耦合场景，挖掘冷能回收的附加价值。牵头成立液态空气储能多能联产技术联盟，将液态空气储能升级为“冷、热、电”三联产的综合能源解决方案，率先在对电力和工业冷量需求高的东部负荷中心培育独特的产业生态。依托企业构建设备制造、气体生产到终端应用的闭环，建立技术标准与测试体系，通过规模化量产与数字化运维降低综合成本，构建完整的产业链条。
3、加速自主技术产业化与标准输出，提升国际竞争力
依托青海省示范项目的应用经验，加速推进自主知识产权技术成果的产业化，建立和完善液态空气储能技术的标准体系。同时积极推进我国的产品与技术标准向国际输出，通过工程承包或技术授权等方式与其他国家合作共建示范项目，将自主液态空气储能方案推向国际市场，建立我国技术标准的海外应用标杆，并鼓励我国机构主导国际液态空气储能技术的标准制定工作。
