（来源：企业观察报）
转自：企业观察报
在“双碳”目标持续推进、风光新能源装机规模快速扩张的背景下，新型储能已成为构建新型电力系统不可或缺的关键环节。锂电池、抽水蓄能为大众熟知，二氧化碳储能则是近几年快速崛起的热门长时储能技术路线。围绕这项技术的原理、优势、产业化进展与政策机遇，在ESG创新年会（2026）上，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接受了《企业观察报》记者的采访。他以通俗语言介绍了二氧化碳储能的技术逻辑，并客观分析了产业当前面临的瓶颈与未来前景。
01
用物态转化给
大电网配“充电宝”
谈及二氧化碳储能的基本原理，张振涛用了一个形象的比喻：相当于给大电网配备一台大容量、长续航的巨型“充电宝”。张振涛进一步解释，这项技术利用二氧化碳在气态、液态乃至超临界状态之间的物态转化，完成电能的存储与释放，本质上属于物理储能范畴，整个过程不发生化学反应。
在电网用电低谷时段，风电、光伏往往发电过剩，电网负荷压力小，会产生大量富余电能。利用这部分低价富余电能驱动压缩机组，把气态二氧化碳加压降温，转化为液态二氧化碳，将电能转化为工质的内能，存储在专用储罐当中，完成储能过程。等到用电高峰来临，社会用电负荷激增，新能源出力又可能不足的时候，再将储存的液态二氧化碳进行加热，使其快速汽化膨胀，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，和很多人的固有认知不一样，二氧化碳在这里只是能量传递的工质，系统内部二氧化碳循环使用，并不会向外排放，不会带来额外碳排放。
02
安全、长时、无地理约束
等优势突出
谈到与传统储能技术对比，张振涛将二氧化碳储能的核心优势归纳为安全、适配长时储能、无地理约束、高效率长寿命、工质资源易得五个方面。
安全方面，二氧化碳化学性质十分稳定，不可燃、不爆炸，整套储能系统基于物理相变过程运行，不存在锂电池那样的热失控风险，没有燃烧起火隐患。当下城市、工业园区周边对储能电站安全要求越来越严苛，很多项目选址靠近人口聚集区域，二氧化碳储能的这一安全特性，使其在城市周边、工商业园区、负荷中心布局拥有很强适配性，可以降低项目安全管控压力。
长时储能方面，二氧化碳储能系统可以根据电网实际需求灵活配置储能时长，既可以做四小时标准储能配置，也可以设计成8小时、12小时，甚至24小时以上跨日长时储能系统。长时储能是未来新型电力系统的刚需，但依靠锂电池实现长时间储能，会带来电池数量成倍增加，投资成本急剧抬高，经济性很难保障。这恰恰是锂电池技术的短板，也是二氧化碳储能可以重点发力的赛道。
地理约束方面，传统抽水蓄能必须有高差条件，需要配套水库，受地形地貌制约严重，合适站点资源越来越稀缺；传统压缩空气储能大多依赖盐穴、地下岩洞等天然地下腔体，项目选址受到地质条件限制。而二氧化碳储能采用模块化成套设备，工厂预制生产，现场组装，不需要特殊地质、水源条件，不管是戈壁荒漠、产业园区，还是城市近郊，都可以落地建设，布局灵活性很高。
效率与寿命方面，现阶段国内示范项目的系统往返效率可以稳定维持在60%至75%区间，已经具备不错的能量利用水平。整套系统核心装备以压缩机、透平机组、储罐等机械设备为主，没有电化学衰减问题，设备设计寿命可达30年以上。对比锂电池8至12年的使用周期，长寿命可以摊薄全周期投入，全生命周期成本优势会随着运行时间进一步凸显。
工质方面，二氧化碳供给充足，使用成本低。工质二氧化碳可以来源于工业烟气捕集、化工副产品，也可以使用天然二氧化碳资源，系统内部密闭循环，损耗极低，工质采购与运维成本可控。
03
元股证券:ygzq.hk与锂电池是互补而非替代
锂电池储能市场热度很高，二者之间是竞争替代关系还是互补关系？张振涛明确表示，二者并不是非此即彼的竞争替代，更多是功能互补，未来需要协同配套，共同支撑电网运行。
锂电池响应速度快，毫秒级就可以完成功率调节，循环效率优秀，更适合短时调频、快速爬坡、短时功率支撑，应对电网秒级、分钟级的波动，解决瞬时功率缺口。但是锂电池受成本约束，很难大规模做十几小时以上长时储能。风光发电存在显著昼夜差异、天气波动，白天光伏发电量大，到夜间出力归零；晴天发电充足，阴雨天出力大幅下滑。二氧化碳储能瞄准的正是4到24小时乃至跨日尺度长时能量调节，解决新能源时间维度上能量错配难题。
张振涛举例说，白天光伏大发，二氧化碳储能把富余电力储存起来，到夜间释放；连续晴天储存电能，阴雨天气对外供电。未来新型电力系统，需要锂电池负责快速功率调节，二氧化碳储能这类长时储能技术负责大容量能量转移，多种储能技术组合搭配，才能兼顾电网对功率和时长两类需求。
04
产业化正从示范
迈向规模化商业落地
放眼全球，二氧化碳储能技术目前处在怎样的发展阶段？张振涛介绍，整体来看，这项技术正处于从示范验证迈向规模化商业落地的关键过渡期，技术原理已经通过示范项目验证，正在向百兆瓦级工程推进。
国际市场方面，意大利Energy Dome公司建成全球代表性二氧化碳储能示范项目，较早开展工程实践，积累设备调试与系统运行经验，但海外项目普遍规模偏小，大规模商业化推进节奏较慢。国内产业发展势头强劲，整体跻身全球第一梯队。中科院理化所团队在河北廊坊建成国内首套二氧化碳储能示范系统，经过长时间连续运行测试，完成多工况验证，打通整套技术工程闭环。依托示范成果，团队持续推进更大规模工程落地，河南、山东、陕西、新疆多个 100兆瓦液态二氧化碳储能项目正在建设。
除科研院所之外，国内众多能源装备企业入局赛道，新疆、广东等地陆续落地不同规模示范工程。压缩机、透平机组、储罐制造等产业链上下游企业逐步参与其中，国内完备的装备制造基础，成为二氧化碳储能发展的独特优势。同时也要客观认识现状，现阶段百兆瓦及以上大型商业项目数量有限，大规模商业化才刚刚起步。
产业化推进过程中，行业面临三重现实挑战。首先是规模化降本压力，产业尚处在早期阶段，大功率单机装备供给不足，百兆瓦时项目案例较少，上下游产业链没有形成批量规模化生产能力，压缩机、透平等核心设备定制化特征明显，推高项目初始投资。后续随着项目数量持续增加，装备批量投产，供应链成熟，成本拥有较大下降空间。
其次是电力市场收益机制有待完善。长时储能的独特价值尚未在现有电力市场体系充分兑现。当前电力现货、辅助服务市场规则更多适配短时储能，二氧化碳储能提供的跨日能量调节、容量保障价值，在价值计量、收益核算方面仍处于探索阶段，“谁受益、谁付费”机制需要持续打磨。单纯依靠峰谷价差套利，收益渠道单一，会降低市场主体投资意愿。
最后，行业标准与检测认证体系仍在建设。二氧化碳储能属于新兴储能技术，工程设计规范、设备检测要求、并网准则、项目竣工验收等完整标准体系尚未成型。标准体系的缺位，会对项目审批、并网工作形成制约，影响投资方信心，需要科研机构、企业、行业主管部门协同发力，补齐标准短板。
05
“十五五”有望实现
规模化商业应用
长时储能价值兑现离不开政策机制加持。国家发展改革委、国家能源局去年初印发了《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》（发改价格〔2025〕136号文）。张振涛表示，虽然该文件直接面向新能源发电领域，但也为储能尤其是长时储能开辟了重要制度空间。
张振涛分析，该文件将推动新能源全面参与电力市场化交易，电价由市场形成。新能源入市之后，电价分时波动幅度会进一步放大，用电低谷新能源大发，谷段电价走低，用电高峰电力紧缺，峰段电价抬升，峰谷价差扩大，直接优化储能峰谷套利的商业模型，提升项目收益。
新能源全面进入现货市场，电网对可调可靠电源的需求会持续增强。风电光伏固有的间歇性与波动性，需要配套储能进行调节，才能稳定持续向外供电，市场对于数小时乃至跨昼夜持续供电资源的需求刚性上涨，二氧化碳储能的技术特性刚好匹配这一市场需求，市场空间将持续释放。
北京配资炒股2026年1月30日，国家发展改革委发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（简称“114号文”）。“114号文”首次在国家层面确立了电网侧独立新型储能的容量电价机制，其核心逻辑是按“顶峰能力”付费。目前全国已有湖北、甘肃、宁夏、浙江、河北、广东、内蒙古、新疆、安徽等多个省份明确了独立储能的容量补偿政策。“114号文”及其地方细则的落地，精准地识别并补偿了长时储能的核心价值，是对其在新型电力系统中战略地位的确认，为大规模长时储能开启了确定性的增长空间。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，拓展为容量保障收益、电能量套利、辅助服务补偿相结合的多元收益结构，多重收益来源，是长时储能完成商业闭环的关键。
政策释放利好并不等同于产业立刻迎来爆发式增长。政策搭建发展的制度土壤，但企业盈利依然要依靠产业自身持续攻坚。行业主体要把握政策机遇，持续迭代技术方案，提升工程实施能力，压低度电成本，提高系统运行可靠性，技术、装备、工程、市场多维度协同进步，产业才能稳步发展。结合行业发展节奏判断，到“十五五”时期，二氧化碳储能有望实现规模化商业化，成为我国新型储能体系的重要组成部分。
面向未来，张振涛提出股票空头策略，二氧化碳储能将成为新型电力系统中安全、长时、经济、灵活的基石型储能技术，为中国“双碳”目标落地提供坚实工程支撑。
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