在“雙碳”目標持續推進、風光新能源裝機規模快速擴張的背景下，新型儲能已成為構建新型電力系統不可或缺的關鍵環節。鋰電池、抽水蓄能為大眾熟知，二氧化碳儲能則是近幾年快速崛起的熱門長時儲能技術路線。圍繞這項技術的原理、優勢、產業化進展與政策機遇，在ESG創新年會(2026)上，中國科學院理化技術研究所二氧化碳儲能技術專家張振濤接受了《企業觀察報》記者的采訪。他以通俗語言介紹了二氧化碳儲能的技術邏輯，并客觀分析了產業當前面臨的瓶頸與未來前景。

01

用物態轉化給

大電網配“充電寶”

談及二氧化碳儲能的基本原理，張振濤用了一個形象的比喻：相當于給大電網配備一臺大容量、長續航的巨型“充電寶”。張振濤進一步解釋，這項技術利用二氧化碳在氣態、液態乃至超臨界狀態之間的物態轉化，完成電能的存儲與釋放，本質上屬于物理儲能范疇，整個過程不發生化學反應。

在電網用電低谷時段，風電、光伏往往發電過剩，電網負荷壓力小，會產生大量富余電能。利用這部分低價富余電能驅動壓縮機組，把氣態二氧化碳加壓降溫，轉化為液態二氧化碳，將電能轉化為工質的內能，存儲在專用儲罐當中，完成儲能過程。等到用電高峰來臨，社會用電負荷激增，新能源出力又可能不足的時候，再將儲存的液態二氧化碳進行加熱，使其快速汽化膨脹，高速氣流推動渦輪發電機組運轉，把儲存的能量重新轉化為電能輸送回電網。整套系統完成“壓縮儲電—膨脹發電”的完整循環。

張振濤特別強調，和很多人的固有認知不一樣，二氧化碳在這里只是能量傳遞的工質，系統內部二氧化碳循環使用，并不會向外排放，不會帶來額外碳排放。

02

安全、長時、無地理約束

等優勢突出

談到與傳統儲能技術對比，張振濤將二氧化碳儲能的核心優勢歸納為安全、適配長時儲能、無地理約束、高效率長壽命、工質資源易得五個方面。

安全方面，二氧化碳化學性質十分穩定，不可燃、不爆炸，整套儲能系統基于物理相變過程運行，不存在鋰電池那樣的熱失控風險，沒有燃燒起火隱患。當下城市、工業園區周邊對儲能電站安全要求越來越嚴苛，很多項目選址靠近人口聚集區域，二氧化碳儲能的這一安全特性，使其在城市周邊、工商業園區、負荷中心布局擁有很強適配性，可以降低項目安全管控壓力。

長時儲能方面，二氧化碳儲能系統可以根據電網實際需求靈活配置儲能時長，既可以做四小時標準儲能配置，也可以設計成8小時、12小時，甚至24小時以上跨日長時儲能系統。長時儲能是未來新型電力系統的剛需，但依靠鋰電池實現長時間儲能，會帶來電池數量成倍增加，投資成本急劇抬高，經濟性很難保障。這恰恰是鋰電池技術的短板，也是二氧化碳儲能可以重點發力的賽道。

地理約束方面，傳統抽水蓄能必須有高差條件，需要配套水庫，受地形地貌制約嚴重，合適站點資源越來越稀缺;傳統壓縮空氣儲能大多依賴鹽穴、地下巖洞等天然地下腔體，項目選址受到地質條件限制。而二氧化碳儲能采用模塊化成套設備，工廠預制生產，現場組裝，不需要特殊地質、水源條件，不管是戈壁荒漠、產業園區，還是城市近郊，都可以落地建設，布局靈活性很高。

效率與壽命方面，現階段國內示范項目的系統往返效率可以穩定維持在60%至75%區間，已經具備不錯的能量利用水平。整套系統核心裝備以壓縮機、透平機組、儲罐等機械設備為主，沒有電化學衰減問題，設備設計壽命可達30年以上。對比鋰電池8至12年的使用周期，長壽命可以攤薄全周期投入，全生命周期成本優勢會隨著運行時間進一步凸顯。

工質方面，二氧化碳供給充足，使用成本低。工質二氧化碳可以來源于工業煙氣捕集、化工副產品，也可以使用天然二氧化碳資源，系統內部密閉循環，損耗極低，工質采購與運維成本可控。

03

與鋰電池是互補而非替代

鋰電池儲能市場熱度很高，二者之間是競爭替代關系還是互補關系?張振濤明確表示，二者并不是非此即彼的競爭替代，更多是功能互補，未來需要協同配套，共同支撐電網運行。

鋰電池響應速度快，毫秒級就可以完成功率調節，循環效率優秀，更適合短時調頻、快速爬坡、短時功率支撐，應對電網秒級、分鐘級的波動，解決瞬時功率缺口。但是鋰電池受成本約束，很難大規模做十幾小時以上長時儲能。風光發電存在顯著晝夜差異、天氣波動，白天光伏發電量大，到夜間出力歸零;晴天發電充足，陰雨天出力大幅下滑。二氧化碳儲能瞄準的正是4到24小時乃至跨日尺度長時能量調節，解決新能源時間維度上能量錯配難題。

張振濤舉例說，白天光伏大發，二氧化碳儲能把富余電力儲存起來，到夜間釋放;連續晴天儲存電能，陰雨天氣對外供電。未來新型電力系統，需要鋰電池負責快速功率調節，二氧化碳儲能這類長時儲能技術負責大容量能量轉移，多種儲能技術組合搭配，才能兼顧電網對功率和時長兩類需求。

04

產業化正從示范

邁向規模化商業落地

放眼全球，二氧化碳儲能技術目前處在怎樣的發展階段?張振濤介紹，整體來看，這項技術正處于從示范驗證邁向規模化商業落地的關鍵過渡期，技術原理已經通過示范項目驗證，正在向百兆瓦級工程推進。

國際市場方面，意大利Energy Dome公司建成全球代表性二氧化碳儲能示范項目，較早開展工程實踐，積累設備調試與系統運行經驗，但海外項目普遍規模偏小，大規模商業化推進節奏較慢。國內產業發展勢頭強勁，整體躋身全球第一梯隊。中科院理化所團隊在河北廊坊建成國內首套二氧化碳儲能示范系統，經過長時間連續運行測試，完成多工況驗證，打通整套技術工程閉環。依托示范成果，團隊持續推進更大規模工程落地，河南、山東、陜西、新疆多個 100兆瓦液態二氧化碳儲能項目正在建設。

除科研院所之外，國內眾多能源裝備企業入局賽道，新疆、廣東等地陸續落地不同規模示范工程。壓縮機、透平機組、儲罐制造等產業鏈上下游企業逐步參與其中，國內完備的裝備制造基礎，成為二氧化碳儲能發展的獨特優勢。同時也要客觀認識現狀，現階段百兆瓦及以上大型商業項目數量有限，大規模商業化才剛剛起步。

產業化推進過程中，行業面臨三重現實挑戰。首先是規模化降本壓力，產業尚處在早期階段，大功率單機裝備供給不足，百兆瓦時項目案例較少，上下游產業鏈沒有形成批量規模化生產能力，壓縮機、透平等核心設備定制化特征明顯，推高項目初始投資。后續隨著項目數量持續增加，裝備批量投產，供應鏈成熟，成本擁有較大下降空間。

其次是電力市場收益機制有待完善。長時儲能的獨特價值尚未在現有電力市場體系充分兌現。當前電力現貨、輔助服務市場規則更多適配短時儲能，二氧化碳儲能提供的跨日能量調節、容量保障價值，在價值計量、收益核算方面仍處于探索階段，“誰受益、誰付費”機制需要持續打磨。單純依靠峰谷價差套利，收益渠道單一，會降低市場主體投資意愿。

最后，行業標準與檢測認證體系仍在建設。二氧化碳儲能屬于新興儲能技術，工程設計規范、設備檢測要求、并網準則、項目竣工驗收等完整標準體系尚未成型。標準體系的缺位，會對項目審批、并網工作形成制約，影響投資方信心，需要科研機構、企業、行業主管部門協同發力，補齊標準短板。

05

“十五五”有望實現

規模化商業應用

長時儲能價值兌現離不開政策機制加持。國家發展改革委、國家能源局去年初印發了《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》(發改價格〔2025〕136號文)。張振濤表示，雖然該文件直接面向新能源發電領域，但也為儲能尤其是長時儲能開辟了重要制度空間。

張振濤分析，該文件將推動新能源全面參與電力市場化交易，電價由市場形成。新能源入市之后，電價分時波動幅度會進一步放大，用電低谷新能源大發，谷段電價走低，用電高峰電力緊缺，峰段電價抬升，峰谷價差擴大，直接優化儲能峰谷套利的商業模型，提升項目收益。

新能源全面進入現貨市場，電網對可調可靠電源的需求會持續增強。風電光伏固有的間歇性與波動性，需要配套儲能進行調節，才能穩定持續向外供電，市場對于數小時乃至跨晝夜持續供電資源的需求剛性上漲，二氧化碳儲能的技術特性剛好匹配這一市場需求，市場空間將持續釋放。

2026年1月30日，國家發展改革委發布《關于完善發電側容量電價機制的通知(發改價格〔2026〕114號)》(簡稱“114號文”)。“114號文”首次在國家層面確立了電網側獨立新型儲能的容量電價機制，其核心邏輯是按“頂峰能力”付費。目前全國已有湖北、甘肅、寧夏、浙江、河北、廣東、內蒙古、新疆、安徽等多個省份明確了獨立儲能的容量補償政策。“114號文”及其地方細則的落地，精準地識別并補償了長時儲能的核心價值，是對其在新型電力系統中戰略地位的確認，為大規模長時儲能開啟了確定性的增長空間。張振濤表示，通過容量電價政策的實施，項目收益模式將從單一的電能量套利，拓展為容量保障收益、電能量套利、輔助服務補償相結合的多元收益結構，多重收益來源，是長時儲能完成商業閉環的關鍵。

政策釋放利好并不等同于產業立刻迎來爆發式增長。政策搭建發展的制度土壤，但企業盈利依然要依靠產業自身持續攻堅。行業主體要把握政策機遇，持續迭代技術方案，提升工程實施能力，壓低度電成本，提高系統運行可靠性，技術、裝備、工程、市場多維度協同進步，產業才能穩步發展。結合行業發展節奏判斷，到“十五五”時期，二氧化碳儲能有望實現規模化商業化，成為我國新型儲能體系的重要組成部分。

面向未來，張振濤提出，二氧化碳儲能將成為新型電力系統中安全、長時、經濟、靈活的基石型儲能技術，為中國“雙碳”目標落地提供堅實工程支撐。