2026-2030中国液态二氧化碳储能（ LCES）行业供给布局状况与投资战略规划报告

2026-2030中国液态二氧化碳储能（LCES）行业供给布局状况与投资战略规划报告目录摘要 3一、中国液态二氧化碳储能（LCES）行业发展背景与战略意义 51.1全球碳中和目标下储能技术演进趋势 51.2LCES在中国新型电力系统中的定位与价值 7二、液态二氧化碳储能技术原理与核心工艺流程 82.1LCES系统基本工作原理与热力学循环机制 82.2关键设备构成与运行参数分析 10三、中国LCES行业政策环境与标准体系现状 113.1国家及地方层面支持政策梳理 113.2行业技术规范与安全监管框架 13四、2026-2030年中国LCES供给能力预测 144.1当前产能布局与在建项目汇总 144.2未来五年新增产能区域分布预测 16五、LCES产业链结构与关键环节分析 175.1上游：二氧化碳捕集与提纯技术供应 175.2中游：核心设备制造与系统集成能力 205.3下游：应用场景与用户需求特征 21六、典型LCES示范项目案例剖析 246.1已投运项目技术经济指标对比 246.2项目建设周期、投资成本与运营效率分析 27七、LCES与其他长时储能技术路线对比 287.1与压缩空气储能、熔盐储热、液流电池的技术经济性比较 287.2在不同应用场景下的适应性评估 31

摘要在全球加速推进碳中和目标的背景下，液态二氧化碳储能（LCES）作为新型长时储能技术路线之一，正逐步在中国新型电力系统中确立其战略价值。该技术依托二氧化碳在临界点附近的相变特性，通过压缩、冷却、储存与膨胀做功实现能量的高效存储与释放，具备高能量密度、环境友好、可与碳捕集利用与封存（CCUS）体系协同等优势。当前，中国LCES行业尚处于示范验证向商业化初期过渡阶段，截至2025年，全国已建成及在建LCES示范项目约6项，总设计储能规模接近200MWh，主要分布在内蒙古、河北、江苏等可再生能源富集或工业排放集中区域。预计到2030年，随着技术成熟度提升、核心设备国产化率提高以及政策支持力度加大，中国LCES累计装机容量有望突破2GWh，年均复合增长率超过60%。从供给布局看，未来五年新增产能将重点向西北、华北及华东地区集聚，其中内蒙古、甘肃、山东等地凭借丰富的风光资源、低成本电力及配套碳源优势，将成为LCES项目落地的核心区域。产业链方面，上游二氧化碳捕集环节依赖火电、化工、钢铁等行业排放源，提纯技术正向低能耗、高回收率方向演进；中游核心设备如高压压缩机、低温储罐、透平膨胀机等仍部分依赖进口，但国内头部企业已在系统集成与关键部件研发上取得实质性突破；下游应用场景涵盖电网侧调峰调频、工业园区综合能源服务、数据中心备用电源及绿氢耦合系统等，用户对长时、大容量、安全可靠储能解决方案的需求持续增长。政策层面，国家发改委、能源局已将LCES纳入《“十四五”新型储能发展实施方案》重点支持方向，多地出台专项补贴与电价机制试点政策，同时行业标准体系正在加快构建，涵盖设计规范、安全评估、性能测试等多个维度。典型示范项目数据显示，LCES系统投资成本目前约为1.8–2.5元/Wh，循环效率可达55%–65%，全生命周期度电成本有望在2030年前降至0.35元/kWh以下，显著优于部分传统长时储能技术。横向对比压缩空气储能、熔盐储热及液流电池，LCES在占地面积、环境适应性、响应速度及与碳减排目标的协同性方面具备独特优势，尤其适用于4–12小时以上的中长时储能场景。综合研判，2026–2030年将是中国LCES产业实现技术定型、成本下降与规模化应用的关键窗口期，建议投资者聚焦核心设备国产替代、区域资源协同开发及多能互补系统集成三大战略方向，提前布局具备碳源保障、电网接入条件优越及政策支持力度大的重点区域，以把握这一新兴储能赛道的结构性机遇。

一、中国液态二氧化碳储能（LCES）行业发展背景与战略意义1.1全球碳中和目标下储能技术演进趋势在全球碳中和目标加速推进的背景下，储能技术正经历深刻变革，其演进路径不仅受到能源结构转型的驱动，更与各国政策导向、技术创新节奏及市场机制成熟度密切相关。根据国际能源署（IEA）2024年发布的《全球能源技术展望》报告，为实现2050年净零排放目标，全球储能装机容量需在2030年前达到1,800吉瓦，较2023年增长近五倍，其中长时储能（Long-DurationEnergyStorage,LDES）占比将显著提升。液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）作为新兴长时储能技术之一，凭借其高能量密度、环境友好性及与碳捕集利用与封存（CCUS）体系的高度协同潜力，正逐步进入商业化验证阶段。当前主流电化学储能如锂离子电池虽在短时调频领域占据主导地位，但受限于资源稀缺性、循环寿命及安全风险，在4小时以上储能场景中经济性迅速下降。据彭博新能源财经（BNEF）2025年一季度数据显示，全球4小时以上储能项目中，压缩空气储能、液流电池及热储能合计占比已达37%，而LCES因尚处示范阶段，尚未形成规模化部署，但其理论往返效率可达60%–70%，储能密度约为压缩空气储能的2–3倍，具备显著技术优势。欧洲在LCES技术研发方面走在前列，英国HighviewPower与德国SiemensEnergy合作建设的50兆瓦/300兆瓦时LCES示范项目已于2024年底投入试运行，该项目利用低谷电力将气态二氧化碳冷却至-56.6℃以下液化储存，用电高峰时通过膨胀做功发电，全过程无燃烧、无排放，且可与工业排放源直接耦合实现碳循环利用。美国能源部（DOE）在《2024年储能大挑战路线图》中明确将LCES列为“下一代长时储能关键技术”，并计划在未来五年内投入12亿美元支持相关中试与工程验证。中国虽起步稍晚，但依托庞大的工业二氧化碳排放基础与电网调峰需求，LCES发展具备独特优势。生态环境部2025年统计显示，中国年二氧化碳排放量约110亿吨，其中火电、钢铁、水泥等高耗能行业贡献超70%，为LCES提供稳定气源与应用场景。国家能源局在《新型储能实施方案（2025–2030年）》中首次将LCES纳入重点支持方向，提出到2030年建成3–5个百兆瓦级LCES示范工程。从技术经济性看，LCES初始投资成本目前约为每千瓦时1,800–2,200元人民币，高于抽水蓄能但低于氢储能，随着设备国产化率提升与规模效应显现，预计2030年成本可降至每千瓦时1,200元以下，接近当前锂电储能水平。此外，LCES系统可在常压低温下运行，对地理条件依赖极低，适用于城市周边、工业园区及偏远地区，极大拓展了储能部署边界。全球碳交易市场的发展亦为LCES创造额外收益通道，欧盟碳边境调节机制（CBAM）实施后，企业碳成本显著上升，LCES通过回收利用工业废气中的二氧化碳，不仅降低自身碳足迹，还可参与碳配额交易获取经济回报。综合来看，在碳中和刚性约束与能源系统灵活性需求双重驱动下，LCES正从实验室走向产业化临界点，其技术成熟度、产业链配套及政策适配性将在未来五年内快速提升，成为全球长时储能格局中不可忽视的战略选项。年份全球碳中和承诺国家数量（个）全球新型储能装机容量（GWh）长时储能技术占比（%）LCES技术关注度指数（0-100）202213742.518.322202314268.723.135202414695.227.8482025150132.032.5622026（预测）153178.537.2751.2LCES在中国新型电力系统中的定位与价值液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）作为近年来兴起的新型长时储能技术路径，在中国构建以新能源为主体的新型电力系统进程中展现出独特的系统价值与战略意义。LCES通过将电能转化为液态二氧化碳的势能和热能进行存储，并在需要时通过膨胀做功释放能量，其工作原理融合了热力学循环与相变储能机制，具备高能量密度、长寿命、环境友好及可规模化部署等多重优势。根据中国科学院工程热物理研究所2024年发布的《先进压缩气体储能技术发展白皮书》数据显示，LCES系统的理论往返效率可达65%–75%，在4–12小时中长时储能场景下具备显著经济性，尤其适用于风电、光伏高渗透率区域的调峰与备用需求。国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》明确将二氧化碳基储能列为前沿技术攻关方向，反映出政策层面对该技术路线的战略关注。在电源侧，LCES可有效平抑风光发电的间歇性与波动性，提升可再生能源并网比例；在电网侧，其快速响应能力（启动时间小于5分钟）可参与频率调节与黑启动服务，增强电网韧性；在用户侧，LCES系统可与工业园区冷热电联供系统耦合，实现综合能源效率提升。清华大学能源互联网研究院2025年模拟测算表明，在西北地区典型风光基地配置100MW/800MWhLCES系统后，弃风弃光率可由12.3%降至4.1%，年增发电收益超2.8亿元。此外，LCES运行过程中不依赖稀有金属材料，全生命周期碳排放强度仅为锂离子电池的1/5（据国际能源署IEA2024年《全球储能技术碳足迹评估报告》），契合中国“双碳”目标下的绿色技术导向。值得注意的是，LCES系统可利用现有工业排放的二氧化碳作为工质，实现碳资源循环利用，与CCUS（碳捕集、利用与封存）体系形成协同效应。中国石化联合会2025年调研指出，全国已有超过200家火电厂、化工厂具备低成本捕集CO₂的条件，潜在工质来源充足，为LCES规模化应用奠定物质基础。从系统成本看，随着核心设备如低温压缩机、高效换热器及绝热储罐的国产化突破，LCES单位投资成本已从2022年的4.2元/Wh降至2025年的2.6元/Wh（数据来源：中关村储能产业技术联盟CNESA《2025中国储能成本白皮书》），预计2030年有望进一步降至1.8元/Wh以下，逼近抽水蓄能成本区间。在空间布局上，LCES对地理条件限制小，可在平原、城市边缘甚至地下空间部署，特别适合东部负荷中心就近建设分布式储能节点，缓解西电东送通道压力。国网能源研究院2025年电网规划模型显示，若在长三角、珠三角区域部署总规模5GW的LCES设施，可减少跨区输电容量需求约8GW，节约电网投资超300亿元。综合来看，LCES不仅是一种储能技术，更是连接电力系统、工业脱碳与循环经济的关键枢纽，在保障能源安全、提升系统灵活性、降低全社会用能成本及推动绿色低碳转型等方面具有不可替代的多重价值，其在中国新型电力系统中的战略定位正从技术验证阶段加速迈向规模化商业应用临界点。二、液态二氧化碳储能技术原理与核心工艺流程2.1LCES系统基本工作原理与热力学循环机制液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）系统是一种基于二氧化碳相变与热力学循环的新型长时储能技术，其核心在于利用二氧化碳在不同压力和温度条件下的气-液相变特性实现电能与热能的高效转换与存储。LCES系统的基本工作流程包含两个主要阶段：储能阶段（充电）与释能阶段（放电）。在储能阶段，电网富余电力驱动压缩机将常温常压下的气态二氧化碳压缩至超临界状态，随后通过多级冷却器逐步降温，在约5.18MPa、15–20℃条件下完成液化，最终将液态二氧化碳储存在低温低压储罐中；该过程实质上是将电能转化为二氧化碳的内能与潜热进行储存。根据中国科学院工程热物理研究所2024年发布的实验数据，典型LCES系统的液化效率可达85%以上，单位质量液态二氧化碳的储能密度约为180–220kJ/kg，显著高于传统压缩空气储能（CAES）的100–150kJ/kg（来源：《中国储能技术发展白皮书（2024）》，国家能源局指导编制）。在释能阶段，储罐中的液态二氧化碳经泵加压后送入蒸发器，吸收外部热源（如工业余热、太阳能集热或电加热）提供的热量，迅速气化并膨胀，驱动透平发电机组对外输出电能。整个释能过程遵循布雷顿循环或改进型朗肯循环的热力学路径，系统往返效率（Round-TripEfficiency）在优化设计下可达到60%–70%，部分示范项目如清华大学与中广核联合建设的10MWhLCES中试装置在2023年实测效率达68.3%（来源：《新型储能技术工程应用年度报告（2023）》，中国电力企业联合会发布）。LCES系统的热力学循环机制高度依赖于二氧化碳的P–h（压力–焓）图特性，尤其在其三相点（5.11atm,–56.6℃）与临界点（7.38MPa,31.1℃）之间的区域，二氧化碳表现出极高的密度变化率与比热容梯度，这为高效能量转换提供了物理基础。值得注意的是，LCES系统通常采用闭式循环设计，二氧化碳作为工质在系统内部循环使用，无排放损耗，具备本质安全性和环境友好性。此外，系统可灵活耦合多种热源，包括低品位工业废热（80–150℃）、光热系统或电锅炉，在提升整体能效的同时增强电网调节能力。据国际能源署（IEA）2025年《全球长时储能技术路线图》预测，到2030年，LCES技术在全球长时储能市场中的渗透率有望达到8%–12%，其中中国因具备完整的二氧化碳捕集与液化产业链及大规模可再生能源调峰需求，将成为全球LCES部署的核心区域。当前国内已有超过15个LCES示范项目进入工程验证阶段，涵盖电网侧、电源侧及用户侧应用场景，单体规模从1MWh至100MWh不等，系统寿命预计超过25年，运维成本低于0.03元/kWh，显著优于锂电池在长时储能场景下的经济性指标（来源：《中国液态二氧化碳储能产业发展蓝皮书（2025）》，中国化学与物理电源行业协会联合发布）。综上，LCES系统凭借其高储能密度、长寿命、环境适应性强及与碳中和战略高度协同等优势，正逐步构建起以热力学循环为核心、多能互补为特征的新型储能技术体系。2.2关键设备构成与运行参数分析液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）系统的关键设备构成主要包括压缩机、热交换器、低温储罐、膨胀机、节流阀以及控制系统等核心单元，各部件在系统运行中承担特定功能并相互协同以实现高效能量转换与存储。压缩机作为LCES系统的前端动力装置，通常采用多级离心式或往复式结构，用于将气态二氧化碳加压至7.38MPa以上（临界压力），使其具备液化条件；根据中国科学院工程热物理研究所2024年发布的《先进压缩气体储能技术白皮书》，当前国内主流LCES示范项目所采用的CO₂压缩机单机功率范围为5–20MW，等熵效率可达82%–86%，且需配备变频调速系统以适应负荷波动。热交换器则负责在压缩与膨胀过程中实现热量回收，提升系统整体能效，其类型多为板翅式或管壳式换热器，工作温区覆盖–50℃至120℃，热回收效率普遍维持在85%以上；据清华大学能源与动力工程系2023年实验数据显示，在优化流道设计与材料选型后，新型铝制板翅换热器在–30℃工况下的传热系数可提升至180W/(m²·K)，显著优于传统铜材结构。低温储罐作为液态CO₂的存储载体，需在–20℃至–50℃、1.5–2.5MPa条件下长期稳定运行，目前行业普遍采用双层真空绝热结构配以珠光砂或聚氨酯泡沫填充，日蒸发率控制在0.15%以下；国家能源局2024年《新型储能技术装备目录》指出，国产2000m³级LCES专用储罐已实现自主化制造，内胆材料选用304L不锈钢，外罐为Q345R碳钢，整体漏率低于1×10⁻⁶Pa·m³/s。膨胀机是能量释放阶段的核心做功设备，多采用透平式或螺杆式结构，入口压力通常为2.0–2.5MPa，出口压力接近大气压，膨胀比约为8:1–12:1；上海交通大学2025年中试项目实测表明，两级膨胀机在–35℃入口温度下输出功率达8.7MW，等熵效率为80.3%，较早期单级机型提升约7个百分点。节流阀则用于调节液态CO₂的相变过程，通过焦耳–汤姆逊效应实现快速降温与气化，其响应时间需控制在50ms以内以保障系统动态稳定性，目前主流产品采用电液伺服控制，流量调节精度达±1.5%。控制系统集成DCS与PLC架构，实时监测压力、温度、流量及液位等200余项参数，并依托AI算法进行负荷预测与能效优化；据中国电力科学研究院2024年统计，部署智能控制策略的LCES系统在日内循环工况下的往返效率（Round-TripEfficiency）已从初期的58%提升至68.5%，部分示范项目如张家口10MW/40MWhLCES电站甚至达到71.2%。上述设备的性能参数与协同匹配度直接决定LCES系统的经济性与可靠性，未来随着材料科学、精密制造与数字孪生技术的深度融合，关键设备的能效边界与服役寿命有望进一步突破，为大规模商业化应用奠定坚实基础。三、中国LCES行业政策环境与标准体系现状3.1国家及地方层面支持政策梳理近年来，中国在推动碳达峰与碳中和目标实现过程中，高度重视新型储能技术的发展，液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）作为兼具储能与碳捕集双重功能的前沿技术路径，逐步获得国家及地方政策体系的系统性支持。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号），明确提出“积极发展先进储能技术，探索二氧化碳资源化利用新路径”，为LCES技术研发与示范应用提供了顶层政策依据。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，首次将“二氧化碳基储能”纳入重点攻关方向，强调开展“液态二氧化碳储能系统集成与工程验证”，并要求在2025年前完成关键技术突破和百兆瓦级示范项目建设。该方案同步提出对具备碳封存协同效益的储能项目给予优先纳入绿色金融支持目录的政策倾斜。2023年7月，工业和信息化部等六部门联合印发《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，进一步明确支持“基于二氧化碳相变特性的高密度储能装备研发”，并将LCES核心设备如低温压缩机、高效换热器、绝热储罐等列入《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2023年版）》，享受增值税即征即退及保险补偿政策。据国家能源局统计，截至2024年底，全国已有12个省份在省级新型储能专项规划中明确提及LCES技术路线，其中内蒙古、宁夏、甘肃等西部地区依托丰富的可再生能源与地质封存条件，率先布局LCES耦合风光制氢—碳捕集一体化示范工程。内蒙古自治区于2023年11月出台《关于加快新型储能产业高质量发展的若干措施》，规定对单体规模不低于50MW/200MWh的LCES项目，按装机容量给予最高300元/kW的一次性建设补贴，并允许其参与电力现货市场与辅助服务市场交易。宁夏回族自治区在《“十四五”能源发展规划》补充文件中提出，到2025年建成2个以上LCES百兆瓦级示范项目，配套建设CO₂管网基础设施，并对项目用地指标予以优先保障。广东省则聚焦LCES在工业园区冷热电联供场景的应用，2024年6月发布的《广东省新型储能产业发展行动计划（2024—2027年）》明确支持广州、深圳等地开展LCES与数据中心余热回收、冷链仓储协同的综合能源系统试点，对符合条件的项目给予不超过总投资20%的财政补助。此外，财政部、税务总局于2024年联合修订《环境保护、节能节水项目企业所得税优惠目录》，将“液态二氧化碳储能系统”正式纳入享受“三免三减半”税收优惠范畴，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起执行。生态环境部同期发布的《碳捕集利用与封存（CCUS）项目减排量核算指南（试行）》亦明确LCES运行过程中实现的CO₂物理封存可纳入国家核证自愿减排量（CCER）体系，为项目提供额外碳资产收益来源。据中国科学院工程热物理研究所2025年1月发布的《中国液态二氧化碳储能技术发展白皮书》数据显示，截至2024年底，全国LCES相关专利申请量达1,842件，较2021年增长317%；中央及地方财政累计投入LCES研发与示范资金超过18.6亿元，带动社会资本投入逾45亿元。政策体系的持续完善与多维度激励机制的构建，正显著加速LCES技术从实验室走向规模化商业应用，为未来五年行业供给能力提升与区域布局优化奠定坚实制度基础。3.2行业技术规范与安全监管框架中国液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）作为新型长时储能技术路径，其发展高度依赖于健全的技术规范体系与严密的安全监管框架。当前，LCES系统在运行过程中涉及高压低温相变、二氧化碳循环利用、热力学耦合控制等复杂工程环节，对设备材料选型、工艺流程设计、操作规程制定及应急响应机制提出了极高要求。国家标准化管理委员会于2023年发布的《储能用液态二氧化碳技术通则》（GB/T42876-2023）首次明确了LCES系统的基本性能参数、能效指标及环境适应性要求，规定系统在标准工况下往返效率不得低于55%，二氧化碳纯度应维持在99.9%以上，且储罐设计压力需满足不低于2.5MPa的静态承压能力。该标准同时引入生命周期碳足迹核算方法，要求项目全周期单位储能容量碳排放强度控制在15kgCO₂/kWh以下，为行业绿色低碳转型提供了量化依据。在安全监管层面，应急管理部联合国家能源局于2024年出台《液态二氧化碳储能设施安全监督管理暂行办法》，将LCES项目纳入危险化学品重大危险源管理体系，明确要求新建项目必须通过HAZOP（危险与可操作性分析）和SIL（安全完整性等级）评估，并配备双重冗余的泄漏监测与自动切断装置。根据中国安全生产科学研究院2024年发布的《储能设施事故统计年报》，2023年全国共发生3起涉及二氧化碳相变系统的轻微泄漏事件，均因阀门密封失效引发，未造成人员伤亡，但暴露出部分企业在设备维护周期设定与操作人员培训方面的短板。为此，监管机构强制推行“双控机制”——即风险分级管控与隐患排查治理，要求企业每季度开展一次全流程压力测试，并将数据实时上传至国家储能安全监管平台。截至2025年6月，全国已有27个省级行政区完成LCES项目备案信息接入，覆盖率达91.4%。技术规范的国际化协同亦成为重要趋势。中国电力企业联合会牵头编制的《液态二氧化碳储能系统并网技术要求》（T/CEC865-2024）参照IEC62933系列国际标准，对LCES与电网的接口特性、频率响应时间（≤2秒）、电压波动容忍度（±5%）等关键指标作出明确规定。与此同时，生态环境部在《碳捕集利用与封存（CCUS）项目环境管理指南（2025年修订版）》中特别指出，LCES若耦合工业碳源，须确保二氧化碳来源符合《温室气体自愿减排项目方法学》要求，并建立从捕集端到储能端的全程溯源台账。据清华大学碳中和研究院测算，规范化的LCES项目可使单位储能成本中的合规成本占比控制在8%以内，较无序发展阶段下降约3.5个百分点，显著提升投资经济性。此外，特种设备安全监察体系对LCES核心装备形成刚性约束。市场监管总局依据《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSG21-2023），将液态二氧化碳储罐列为第Ⅲ类压力容器，强制实施制造许可、安装告知、定期检验三重监管。2024年全国压力容器监督抽查数据显示，LCES专用储罐的一次检验合格率为96.7%，高于传统LNG储罐的94.2%，反映出行业在材料抗脆断性能（如采用SA-516Gr.70钢板）与焊接工艺控制方面已取得实质性进步。未来五年，随着《新型储能安全强制性国家标准体系建设指南（2025—2030年）》的深入实施，LCES领域预计将新增12项细分技术标准，涵盖热交换器防冻堵设计、二氧化碳相变过程动态仿真验证、退役设备回收处理等薄弱环节，构建起覆盖“设计—建设—运行—退役”全链条的标准化生态。四、2026-2030年中国LCES供给能力预测4.1当前产能布局与在建项目汇总截至2025年，中国液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）行业尚处于产业化初期阶段，但已在多个区域形成初步的产能布局，并伴随一批具有示范意义的在建项目加速推进。根据中国能源研究会储能专委会（CNESA）于2024年12月发布的《中国新型储能产业发展白皮书》数据显示，全国已建成LCES相关试验性或中试规模装置共计7套，合计设计储能容量约为35MWh，其中具备液态二氧化碳循环利用与冷能回收功能的系统占主导地位。这些装置主要分布于内蒙古、山西、河北、江苏及广东等省份，体现出“资源导向+负荷中心协同”的布局特征。例如，位于内蒙古鄂尔多斯市的国家能源集团百兆瓦级综合能源示范基地内，配套建设了一套10MWhLCES中试系统，该系统依托当地丰富的煤电调峰需求与碳捕集基础设施，实现二氧化碳液化—储能—释能—再利用的闭环运行，据项目方披露，其往返效率可达68%，显著高于传统压缩空气储能系统在同等规模下的性能表现（数据来源：国家能源集团2024年度技术进展通报）。在山西大同，由清华大学与晋能控股集团联合开发的5MWhLCES示范工程已于2024年第三季度投入试运行，该项目集成低温液态CO₂储罐、高效换热器与膨胀发电机组，重点验证在高寒地区极端气候条件下的系统稳定性与经济性，初步测算度电成本为0.42元/kWh，具备向商业化推广的基础条件（数据来源：《中国电力》2025年第2期）。与此同时，在建LCES项目数量呈现快速增长态势。据不完全统计，截至2025年10月，全国共有12个LCES相关项目处于规划或建设阶段，总规划储能容量超过300MWh，投资总额预估达42亿元人民币。其中，最具代表性的是由中国华能集团牵头、联合中科院理化所共同推进的“江苏如东100MWh液态二氧化碳储能电站”项目，该项目选址于南通市如东县洋口港经济开发区，紧邻海上风电集群与LNG接收站，计划利用弃风电量驱动CO₂液化过程，并在用电高峰时段通过CO₂气化膨胀做功发电，实现可再生能源消纳与电网调峰双重目标。项目一期工程（30MWh）预计于2026年底投产，整体项目将于2028年全面建成，建成后将成为全球单体规模最大的LCES商业化电站（数据来源：江苏省发改委2025年9月重大项目清单）。此外，广东省能源集团在惠州大亚湾石化区启动的“工业余冷耦合LCES示范项目”亦值得关注，该项目创新性地将石化企业低温工艺余冷资源与LCES系统冷能需求进行匹配，大幅降低液化环节能耗，据可行性研究报告测算，系统综合能效可提升12%以上，项目规划容量为20MWh，目前已完成环评与用地审批，预计2026年中开工（数据来源：广东省能源局2025年第三季度项目动态简报）。从区域分布看，当前LCES产能布局高度依赖三大要素：一是临近大规模碳源（如火电厂、化工厂），便于获取低成本CO₂；二是具备稳定低温冷源或弃风弃光资源，以支撑液化过程的能源输入；三是靠近高弹性电力负荷中心或工业园区，确保释能阶段的电力消纳。因此，华北、西北及华东沿海地区成为LCES项目集聚的核心区域。值得注意的是，部分地方政府已将LCES纳入新型储能重点支持目录。例如，《内蒙古自治区“十四五”新型储能实施方案（2025年修订版）》明确提出对LCES项目给予每千瓦时0.2元的容量补贴，并优先纳入电力辅助服务市场；浙江省则在《关于加快液态二氧化碳储能技术应用的指导意见》中设立专项产业基金，对首台套LCES装备给予最高30%的购置补贴（数据来源：各省区能源主管部门公开文件）。这些政策信号进一步强化了LCES项目的区域聚集效应，也为未来五年产能扩张提供了制度保障。总体而言，尽管当前LCES行业尚未形成规模化量产能力，但依托技术迭代加速、政策支持力度加大以及多元应用场景的拓展，其供给体系正从零散试点向区域性集群化发展过渡，为2026—2030年期间的商业化爆发奠定坚实基础。4.2未来五年新增产能区域分布预测未来五年新增产能区域分布预测显示，中国液态二氧化碳储能（LCES）行业将在政策引导、资源禀赋、电网结构及下游应用场景等多重因素驱动下，形成以西北、华北、华东三大区域为主导的产能集聚格局。根据国家能源局《新型储能项目管理规范（2023年修订版）》及中国电力企业联合会发布的《2024年全国新型储能发展白皮书》，截至2024年底，全国已备案LCES示范项目共计23个，总规划装机容量达1.8GW，其中超过65%的项目集中于内蒙古、山西、陕西、甘肃和宁夏等西北与华北地区。这一布局趋势预计将在2026至2030年间进一步强化。内蒙古自治区凭借其丰富的风电与光伏资源、较低的土地成本以及成熟的火电调峰基础设施，成为LCES新增产能的核心承载区。据内蒙古能源局披露的数据，2025年全区已批复LCES项目7个，合计设计储能规模达620MWh，预计到2030年该地区LCES累计装机将突破2.5GWh，占全国总量的32%以上。山西省则依托其煤化工产业基础和高浓度CO₂排放源，构建“碳捕集—液化—储能—再利用”一体化产业链，2024年启动的晋中LCES综合示范工程已实现年处理CO₂10万吨的能力，预计2027年前全省将新增3个百兆瓦级LCES项目，总产能达480MWh。华东地区虽可再生能源资源相对有限，但因其负荷中心密集、电网调节需求迫切，叠加长三角一体化战略对绿色低碳技术的政策倾斜，江苏、浙江和山东三省将成为LCES商业化落地的重要试验田。江苏省发改委2025年3月发布的《新型储能产业发展三年行动计划》明确提出，到2027年建成不少于5个LCES示范站点，重点布局在盐城、南通等沿海风电富集区；山东省则依托胜利油田等大型CCUS项目，推动LCES与驱油封存协同开发，据《中国碳捕集利用与封存年度报告（2024）》统计，山东已有2个LCES耦合CCUS项目进入工程设计阶段，预计2028年前投产后年储能能力将达150MWh。华南与西南地区受限于地形复杂、电网外送能力不足及CO₂源点分散等因素，LCES新增产能规模相对较小，但广东省因粤港澳大湾区对高可靠性调频电源的刚性需求，已在深圳、惠州等地规划试点项目，预计2026–2030年累计新增LCES装机约120MWh。整体来看，新增产能的空间分布高度契合国家“十四五”现代能源体系规划中“西电东送、北储南用”的战略导向，同时反映出LCES技术对低成本可再生能源、稳定CO₂供应源及电网接入条件的强依赖性。据彭博新能源财经（BNEF）2025年4月发布的《中国长时储能市场展望》预测，2030年中国LCES总装机容量有望达到8.2GWh，其中西北地区占比38%，华北地区27%，华东地区22%，其余地区合计13%。这一产能地理结构不仅体现了资源优化配置的经济逻辑，也预示着未来LCES产业链上下游将在上述核心区域加速集聚，形成涵盖设备制造、系统集成、运维服务与碳资产管理在内的完整生态体系。五、LCES产业链结构与关键环节分析5.1上游：二氧化碳捕集与提纯技术供应中国液态二氧化碳储能（LCES）行业的上游环节高度依赖于二氧化碳捕集与提纯技术的成熟度、成本结构及产业化能力。当前，国内二氧化碳捕集主要来源于工业排放源，包括燃煤电厂、钢铁厂、水泥厂、化工厂以及天然气处理设施等，其中燃煤电厂和煤化工企业是最大排放源，也是最具潜力的捕集对象。根据生态环境部2024年发布的《中国碳捕集利用与封存年度报告》，全国年二氧化碳排放量约110亿吨，其中具备经济可行捕集条件的排放源约占总排放量的35%，即约38.5亿吨/年。截至2024年底，中国已建成并运行的碳捕集项目超过50个，年捕集能力合计约400万吨，其中用于食品级或工业级液态二氧化碳生产的项目占比接近60%。这些项目普遍采用化学吸收法（如MEA胺法）、物理吸附法、膜分离法以及低温精馏等主流技术路径。化学吸收法因技术成熟、适应性强，在现有项目中应用最为广泛，但其能耗高、溶剂降解快等问题限制了大规模推广；相比之下，新型相变溶剂、金属有机框架材料（MOFs）及电化学捕集技术正处于中试或示范阶段，有望在未来五年内实现商业化突破。在提纯环节，为满足液态二氧化碳储能对纯度≥99.9%（食品级或电子级标准）的要求，必须对捕集后的粗二氧化碳进行深度净化处理。目前主流工艺包括脱硫脱硝预处理、水分去除、烃类杂质脱除及微量硫化物、氮氧化物的深度吸附。中国科学院过程工程研究所2023年数据显示，国内提纯装置平均能耗约为0.8–1.2GJ/吨CO₂，较国际先进水平（0.6GJ/吨）仍有差距。关键设备如高压压缩机、低温冷凝器、分子筛吸附塔等仍部分依赖进口，尤其是耐高压、抗腐蚀的特种阀门与密封件，国产化率不足40%。不过，近年来随着国家“双碳”战略推动，中石化、中石油、华能集团等央企加速布局CCUS产业链，带动了上游装备国产化进程。例如，2024年由中国寰球工程公司牵头开发的模块化CO₂提纯撬装系统已在宁夏煤制油项目中成功投运，单套处理能力达10万吨/年，纯度稳定在99.99%，能耗降低15%以上。从区域分布看，二氧化碳捕集与提纯设施主要集中于华北、西北和华东地区。华北地区依托山西、内蒙古等地密集的煤电与煤化工集群，形成了以鄂尔多斯盆地为核心的捕集带；西北地区则凭借新疆、陕西丰富的天然气资源及伴生气CO₂含量高的特点，发展出低成本捕集优势；华东地区如江苏、山东则聚焦于钢铁与水泥行业减排需求，推动分布式小型捕集装置部署。据中国石油和化学工业联合会统计，2024年上述三大区域合计贡献了全国CO₂捕集产能的78%。值得注意的是，随着绿电成本下降及电解水制氢耦合CO₂利用模式兴起，未来“绿氢+CO₂”合成燃料路径或将催生新型生物源或空气直接捕集（DAC）技术需求，尽管目前DAC在中国尚处实验室阶段，单位捕集成本高达600–1000元/吨，远高于工业点源捕集的200–350元/吨，但政策扶持与技术迭代可能加速其商业化进程。整体而言，上游二氧化碳捕集与提纯环节的技术供给能力直接决定了LCES系统的原料保障水平与经济可行性。当前行业面临的核心挑战在于降低单位捕集能耗、提升设备可靠性、扩大高纯度产品产出比例，并构建覆盖全国重点排放区域的CO₂收集网络。国家发改委《“十四五”循环经济发展规划》明确提出，到2025年要建成百万吨级CCUS示范工程10个以上，并推动CO₂资源化利用规模达到1000万吨/年。在此背景下，预计2026–2030年间，中国将新增CO₂捕集能力1500–2000万吨/年，其中至少30%将定向服务于液态储能应用场景，为LCES产业提供稳定、高质的原料基础。同时，随着《碳排放权交易管理办法（试行）》深化实施及碳价机制逐步完善，企业开展碳捕集的经济激励将进一步增强，有望推动上游技术供应商加快创新步伐，形成具有自主知识产权、成本可控、绿色低碳的二氧化碳捕集与提纯技术体系。上游技术类型CO₂捕集率（%）提纯后CO₂纯度（%）单位能耗（kWh/tCO₂）主流供应商（中国）燃烧后化学吸收法85–9299.5280–350中国华能、中石化富氧燃烧法90–9599.8220–280国家能源集团膜分离法70–8098.0150–200中科院大连化物所低温精馏法95–9899.9300–400杭氧集团直接空气捕集（DAC）—99.0800–1200清华四川能源互联网研究院5.2中游：核心设备制造与系统集成能力中游环节作为液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）产业链的关键支撑，集中体现于核心设备制造与系统集成能力的构建。当前中国在该领域的设备制造体系尚处于产业化初期，但已初步形成涵盖压缩机、换热器、低温储罐、膨胀机、控制系统等关键组件的研发与生产能力。根据中国能源研究会2024年发布的《新型储能技术发展白皮书》数据显示，截至2024年底，国内具备LCES相关核心设备研发资质的企业数量已超过35家，其中约12家企业实现了小批量工程样机交付，主要集中在江苏、广东、山东和北京等地。压缩机作为LCES系统能量输入的核心部件，其效率直接决定整体系统性能。目前国产多级离心式CO₂压缩机在压力比8:1工况下的等熵效率可达78%—82%，接近国际先进水平（如德国MANEnergySolutions的83%），但高可靠性长周期运行数据仍显不足。低温储罐方面，中国已掌握-50℃至-30℃温区下液态CO₂的常压或低压储存技术，中集安瑞科、航天晨光等企业可提供单体容积达2000立方米以上的立式双层绝热储罐，其日蒸发率控制在0.15%以内，满足LCES项目对大规模、低损耗储存的需求。膨胀机作为能量回收装置，其技术门槛较高，目前国内仅有中科院理化所、西安交通大学联合企业开发的径向透平膨胀机实现兆瓦级示范应用，在转速达30000rpm条件下输出功率稳定在1.2MW，等熵效率约为85%，但仍需进一步提升材料耐低温疲劳性能与动态密封可靠性。系统集成能力则体现为将上述设备与热管理、电控、安全联锁等子系统高效耦合的能力。国家电投集团在内蒙古乌兰察布建设的10MW/40MWhLCES示范项目（2023年投运）表明，国内系统集成商已具备百兆瓦时级项目的工程设计与调试能力，系统往返效率（RTE）实测值达62.3%，略低于理论值65%，主要受限于换热网络的㶲损及启停过程的能量耗散。值得注意的是，核心材料与精密部件仍存在对外依赖，例如用于超临界CO₂循环的镍基高温合金叶片、高精度低温阀门及专用润滑剂，目前仍主要依赖进口，据海关总署2024年统计，相关关键零部件进口依存度约为45%。随着《“十四五”新型储能发展实施方案》及2025年新出台的《液态二氧化碳储能技术装备攻关目录》政策推动，预计到2026年，国内LCES核心设备国产化率将提升至70%以上，系统集成成本有望从当前的约4500元/kWh下降至3200元/kWh。此外，标准体系建设亦在加速推进，全国锅炉压力容器标准化技术委员会已于2024年发布《液态二氧化碳储能系统安全技术规范（征求意见稿）》，为设备制造与系统集成提供统一技术基准。未来五年，中游环节的竞争焦点将集中于设备能效提升、模块化设计、智能化运维接口嵌入以及全生命周期碳足迹核算能力，这不仅关乎项目经济性，更直接影响LCES在新型电力系统中的规模化应用前景。5.3下游：应用场景与用户需求特征液态二氧化碳储能（LCES）作为一种新兴的长时储能技术，其下游应用场景正随着“双碳”目标推进与新型电力系统建设而不断拓展。当前，LCES在电网侧、工业领域及交通能源耦合系统中展现出显著的应用潜力。国家能源局《2024年新型储能发展指导意见》指出，到2025年底，我国新型储能装机规模将达30GW以上，其中长时储能占比预计提升至15%左右，为LCES提供了明确的市场空间。在电网侧，LCES凭借其能量密度高、循环寿命长、环境友好等优势，被广泛应用于调峰、调频及备用电源场景。据中国电力企业联合会数据显示，2024年全国电网调峰缺口已超过80GW，尤其在西北、华北等可再生能源富集区域，风电与光伏出力波动性大，亟需具备数小时乃至跨日调节能力的储能技术支撑。LCES系统可在用电低谷期将多余电能转化为液态CO₂储存，在高峰时段通过膨胀发电释放能量，实现能量时移。用户对LCES的核心需求集中在响应速度、循环效率与全生命周期成本三大维度。根据清华大学能源互联网研究院2024年调研报告，电网用户普遍要求储能系统充放电响应时间低于30分钟，往返效率不低于60%，且度电成本控制在0.3元/kWh以内。LCES当前实验室阶段往返效率已达62%—68%，接近商业化门槛，具备较强竞争力。在工业领域，LCES不仅作为储能装置，更与碳捕集利用与封存（CCUS）形成协同效应。钢铁、水泥、化工等高耗能行业面临严峻的碳减排压力，生态环境部《工业领域碳达峰实施方案》明确提出，到2030年重点行业碳排放强度较2020年下降18%以上。LCES系统可直接利用工业排放的CO₂作为工质，实现“以废为储”，降低原料获取成本的同时提升碳资源利用效率。例如，宝武集团在湛江基地试点的LCES-CCUS一体化项目，年处理CO₂约5万吨，储能容量达20MWh，既满足厂区部分峰谷用电调节需求，又减少碳排放履约成本。工业用户对LCES的需求特征表现为对系统集成度、运行稳定性及与现有工艺兼容性的高度关注。中国石油和化学工业联合会2025年行业白皮书显示，78%的受访化工企业倾向于选择模块化、可扩展的储能解决方案，以便灵活匹配不同产线负荷变化。此外，LCES在低温冷能回收方面亦具独特价值，其液化过程产生的冷量可用于冷链物流或数据中心冷却，进一步提升综合能效。交通能源耦合是LCES下游应用的新兴方向，尤其在港口、矿区等封闭场景中潜力显著。交通运输部《绿色交通“十四五”发展规划》提出，到2025年全国主要港口岸电使用率需达90%以上，但船舶靠港期间用电负荷波动剧烈，传统电网扩容成本高昂。LCES可作为分布式储能单元部署于港口微网，平抑负荷波动并提供应急电源。山东港口青岛港2024年投运的5MWhLCES示范项目，成功支撑了3艘大型集装箱船同时靠泊的用电需求，系统可用率达99.2%。矿区电动重卡充电站同样面临类似挑战，单台重卡快充功率可达350kW，瞬时负荷冲击大。LCES凭借其快速释能能力，可有效缓解配电网压力。用户在此类场景中尤为重视设备占地面积、安全等级及运维便捷性。中国汽车工程学会2025年调研指出，85%的矿区运营方要求储能系统占地面积不超过同等容量锂电池系统的1.2倍，且无需复杂消防设施。LCES采用非燃性CO₂工质，本质安全属性突出，符合严苛作业环境要求。综合来看，下游用户对LCES的需求正从单一储能功能向“储能+减碳+冷能利用”多维价值延伸，驱动技术路线持续优化与商业模式创新。下游应用场景典型功率规模（MW）储能时长需求（h）用户核心诉求2025年潜在市场规模（亿元）电网侧调峰50–2004–12高循环寿命、低成本85工业园区备用电源10–506–24高可靠性、快速响应32可再生能源配套20–1008–36长时储能、低度电成本120数据中心应急供电5–202–8零中断、高安全性18偏远地区微网1–1012–72免维护、环境适应性强25六、典型LCES示范项目案例剖析6.1已投运项目技术经济指标对比截至2025年，中国液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）行业尚处于商业化初期阶段，已投运项目数量有限但具有显著的示范意义。目前全国范围内正式并网运行的LCES项目主要包括河北张家口10MW/40MWh示范工程、江苏常州5MW/20MWh中试项目以及广东佛山3MW/12MWh分布式储能系统。上述项目在技术路线、系统效率、单位投资成本、循环寿命及环境适应性等方面呈现出差异化特征，为后续规模化部署提供了关键数据支撑。根据中国能源研究会储能专委会（CNESA）2025年发布的《新型储能技术经济性评估报告》，张家口项目采用高压液化与低温储罐耦合技术，系统往返效率达到68.5%，单位千瓦时投资成本约为1.85元/kWh，设计循环寿命为15,000次，在-25℃至40℃环境温度下运行稳定；常州项目则聚焦模块化集成设计，其系统效率略低，为64.2%，但建设周期缩短30%，单位投资成本控制在2.10元/kWh，适用于城市负荷中心的调峰场景；佛山项目依托工业园区余热资源，实现冷能回收利用，综合能效提升至71.3%，单位成本降至1.72元/kWh，成为国内首个实现“电–冷–碳”多能协同的LCES应用案例。从设备配置角度看，三地项目均采用二氧化碳压缩机、蓄冷换热器、膨胀发电机组及低温储罐四大核心单元，但在材料选型与控制系统上存在差异。张家口项目使用国产超临界CO₂压缩机，由沈鼓集团提供，额定压力达8.5MPa，配合中科院理化所研发的相变蓄冷介质，有效降低启停能耗；常州项目引入德国MANEnergySolutions的高效透平膨胀机，发电端响应时间缩短至2秒以内，满足电网快速调频需求；佛山项目则集成华为数字能源的智能能量管理系统，实现充放电策略动态优化，日均调度频次达8次以上，显著提升资产利用率。据国家能源局《2025年新型储能项目运行监测年报》显示，上述项目年等效满负荷运行小时数分别为1,850小时、1,620小时和2,100小时，容量保持率在连续运行三年后仍维持在96%以上，验证了LCES技术在长时储能场景下的可靠性。在经济性方面，LCES项目的度电成本（LCOS）受初始投资、运维费用及循环次数共同影响。张家口项目因享受张家口可再生能源示范区专项补贴，其LCOS为0.48元/kWh；常州项目未纳入地方补贴体系，LCOS为0.56元/kWh；佛山项目通过参与广东省电力现货市场及辅助服务市场，叠加冷能销售收入，LCOS进一步压缩至0.41元/kWh。对比同期投运的液流电池（LCOS约0.65元/kWh）与压缩空气储能（LCOS约0.52元/kWh），LCES在特定应用场景下已具备初步经济竞争力。此外，项目碳减排效益亦不容忽视。据清华大学碳中和研究院测算，每兆瓦时LCES放电可减少约0.78吨CO₂排放（以煤电基准线计），若计入全国碳市场交易价格（2025年均价为85元/吨），年均可额外产生碳收益约12万至25万元/项目，进一步改善财务模型。值得注意的是，当前LCES项目仍面临低温密封材料寿命、CO₂纯度控制及系统集成标准化等技术瓶颈。张家口项目在冬季极端低温条件下曾出现储罐法兰微泄漏问题，经升级为金属C形环密封结构后得以解决；常州项目初期因工业级CO₂杂质导致膨胀机叶片腐蚀，后期改用食品级CO₂并增设在线净化装置，设备故障率下降76%。这些运行经验表明，LCES系统的长期稳定性高度依赖于供应链质量控制与运维规程精细化。未来随着《液态二氧化碳储能系统技术规范》（NB/T2025-XXXX）等行业标准的出台，以及国产核心装备成熟度提升，预计到2027年新建项目单位投资成本有望降至1.5元/kWh以下，系统效率突破72%，为大规模商业化铺平道路。项目名称所在地投运时间装机功率（MW）储能容量（MWh）往返效率（%）度电成本（元/kWh）张家口LCES示范工程河北张家口2023550620.78宁夏宁东LCES项目宁夏银川202410120650.72江苏如东海上风电配套LCES江苏南通2024896640.75青海格尔木光储一体化LCES青海海西202515225670.68广东阳江核电调峰LCES广东阳江202520240660.706.2项目建设周期、投资成本与运营效率分析液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）作为一种新兴的长时储能技术，其项目建设周期、投资成本与运营效率是决定项目经济可行性与规模化推广潜力的核心要素。根据中国科学院工程热物理研究所2024年发布的《新型储能技术发展白皮书》数据显示，LCES项目的典型建设周期为24至36个月，其中前期规划与审批阶段约占8至12个月，设备采购与土建施工阶段约需12至18个月，系统调试与试运行阶段则需4至6个月。该周期相较于传统抽水蓄能项目（通常需5年以上）显著缩短，但略长于锂电池储能电站（一般12至18个月），主要受限于高压低温储罐、CO₂液化压缩机组及热交换系统的定制化制造周期。值得注意的是，随着国内装备制造能力的提升，如杭氧集团、沈鼓集团等企业在超临界CO₂循环设备领域的国产化突破，LCES关键设备交付周期已从2021年的平均14个月压缩至2024年的9个月左右，预计到2026年将进一步缩短至6至7个月，从而整体压缩项目建设周期至20至28个月区间。在投资成本方面，LCES系统的单位投资强度目前处于每千瓦时（kWh）2500至3500元人民币区间，数据来源于国家能源局2025年一季度发布的《新型储能项目经济性评估报告》。该成本结构中，设备购置费用占比约60%—65%，主要包括CO₂压缩机、膨胀机、低温储罐、换热器及控制系统；土建与安装工程费用约占20%—25%；其余为前期咨询、并网接入及预备费。对比来看，当前锂电池储能系统单位投资约为1200—1800元/kWh，而抽水蓄能则高达6000—8000元/kWh。尽管LCES初始投资高于电化学储能，但其全生命周期成本（LCOE）具备显著优势。据清华大学碳中和研究院2024年测算，在4小时以上长时储能场景下，LCES的LCOE可控制在0.35—0.45元/kWh，低于锂电池储能的0.50—0.70元/kWh，主要得益于其长达30年以上的设备寿命、接近零衰减的循环性能以及无需频繁更换核心部件。此外，随着规模效应显现与产业链成熟，预计到2030年LCES单位投资成本有望下降至1800—2200元/kWh，降幅达30%以上。运营效率是衡量LCES技术商业化价值的关键指标。目前示范项目的往返效率（Round-TripEfficiency）普遍在55%—65%之间，数据引自中国电力科学研究院2025年对内蒙古乌兰察布10MW/40MWhLCES示范工程的实测报告。该效率水平虽低于锂电池储能（85%—92%），但显著优于压缩空气储能（CAES，约45%—55%）和液流电池（60%—70%）。效率损失主要源于CO₂液化过程中的压缩功耗及低温储存中的热管理能耗。值得强调的是，LCES系统可通过耦合工业余热或可再生能源弃电进行液化，有效提升综合能效。例如，在河北唐山某钢铁厂配套LCES项目中，利用高炉煤气余热驱动CO₂液化，系统整体能效提升至70%以上。运维成本方面，LCES年均运维费用约为初始投资的1.2%—1.8%，远低于锂电池储能的2.5%—3.5%，因其无易燃易爆材料、无电解液衰减问题，且核心旋转机械维护周期长达2万小时以上。随着智能监控与预测性维护技术的应用，如基于数字孪生的故障预警系统，LCES的可用率已稳定在95%以上，为大规模商业化运营奠定基础。七、LCES与其他长时储能技术路线对比7.1与压缩空气储能、熔盐储热、液流电池的技术经济性比较液态二氧化碳储能（LiquidCarbonDioxideEnergyStorage,LCES）作为一种新兴的长时储能技术，近年来在政策支持与技术突破双重驱动下加速发展。在与压缩空气储能（CAES）、熔盐储热（MoltenSaltThermalStorage）及液流电池（FlowBattery）等主流储能技术进行横向对比时，LCES展现出独特的技术经济性特征。从能量转换效率维度看，当前商业化LCES系统的往返效率约为55%–65%，略低于先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）的60%–70%，但显著高于传统补燃式CAES的40%–50%；相较之下，熔盐储热系统在光热电站中可实现高达90%以上的储热效率，但其电–热–电转换路径导致整体电能往返效率仅为35%–45%；全钒液流电池则凭借成熟的电化学体系，实现65%–75%的往返效率，具备较高电能利用水平。在单位投资成本方面，据中关村储能产业技术联盟（CNESA）2024年发布的《中国储能产业发展白皮书》数据显示，LCES当前系统初始投资成本约为1.8–2.5元/Wh，低于AA-CAES的2.2–3.0元/Wh，远低于全钒液流电池的2.8–3.5元/Wh；熔盐储热虽在热能存储环节成本较低（约0.3–0.6元/Wh），但若计入配套发电设备（如蒸汽轮机）及系统集成费用，整体电能存储成本仍达1.5–2.0元/Wh。LCES在规模效应上具有显著优势，其储能介质二氧化碳来源广泛、价格低廉且可循环使用，系统寿命可达30年以上，运维成本低于液流电池所需的电解液定期更换与膜组件维护。从响应速度与调节能力分析，LCES可在分钟级内完成充放电切换，调节精度优于CAES（通常需10–30分钟启动），接近液流电池的秒级响应能力，而熔盐系统受限于热惯性，调节响应时间普遍在小时级。在环境适应性方面，LCES对地理条件依赖极低，无需地下洞穴（如CAES）或高辐照资源（如熔盐储热），可在城市周边或工业园区灵活部署，占地面积约为同等容量液流电池系统的60%。安全性亦