2026及未來5年中國液態(tài)空氣儲能（LAES）行業(yè)市場行情監(jiān)測及發(fā)展趨向研判報告目錄14878摘要 33045一、中國液態(tài)空氣儲能行業(yè)發(fā)展全景掃描 57781.1行業(yè)定義與基本原理概述 5103981.2歷史演進脈絡與關鍵發(fā)展階段 7259901.3當前產(chǎn)業(yè)規(guī)模與區(qū)域布局特征 931187二、液態(tài)空氣儲能技術圖譜與創(chuàng)新路徑 1282102.1核心技術構成與系統(tǒng)架構解析 12305462.2技術創(chuàng)新趨勢與研發(fā)熱點方向 15310492.3與壓縮空氣、鋰電池等儲能技術的橫向對比 1727440三、產(chǎn)業(yè)鏈生態(tài)與商業(yè)模式分析 19167123.1上中下游產(chǎn)業(yè)鏈結構與關鍵環(huán)節(jié) 19168993.2主流商業(yè)模式與盈利機制探索 21254643.3典型企業(yè)案例與運營模式剖析 2419992四、政策環(huán)境與市場驅動因素研判 27131664.1國家及地方政策體系梳理與影響評估 2774884.2雙碳目標與新型電力系統(tǒng)對LAES的拉動效應 29138174.3市場需求側變化與應用場景拓展 3115917五、國際經(jīng)驗借鑒與中外發(fā)展對比 34285835.1英國HighviewPower等國際領先企業(yè)實踐 34310835.2歐美日韓在LAES領域的政策與技術路線差異 36195105.3中國在全球LAES產(chǎn)業(yè)格局中的定位與差距 3825473六、未來五年發(fā)展趨勢與風險-機遇矩陣 4037936.12026–2030年市場規(guī)模與技術成熟度預測 4063336.2風險-機遇矩陣分析：政策、技術、資本與市場維度 42309946.3產(chǎn)業(yè)突破路徑與戰(zhàn)略發(fā)展建議 45

摘要液態(tài)空氣儲能（LAES）作為一項具備長時、大規(guī)模、高安全性和環(huán)境友好特性的新型儲能技術，正加速在中國實現(xiàn)從示范驗證向商業(yè)化推廣的戰(zhàn)略躍遷。截至2025年底，中國LAES累計裝機容量已達456MW，占全球總量的38%，位居世界首位，預計到2030年市場規(guī)模將突破800億元，年均復合增長率達42.6%。該技術基于低溫物理原理，在用電低谷期將空氣液化儲存于-196℃低溫儲罐中，高峰時段通過氣化膨脹驅動透平發(fā)電，系統(tǒng)往返效率穩(wěn)定在60%–63.2%，若耦合工業(yè)余熱或冷能回收，綜合能效可提升至75%以上。其核心優(yōu)勢在于資源無限（以空氣為介質）、全生命周期碳排放強度僅為15–20gCO?/kWh（遠低于鋰電池和抽水蓄能）、設備壽命超30年且循環(huán)次數(shù)超10萬次，同時具備天然冷能輸出能力，每噸液態(tài)空氣可釋放約200kWh冷量，廣泛適用于冷鏈物流、數(shù)據(jù)中心冷卻等場景，顯著提升項目經(jīng)濟性——據(jù)測算，納入冷能收益后內部收益率（IRR）可提高2.5–4.0個百分點。當前，中國已形成以江蘇、內蒙古、河北、浙江、甘肅為核心的區(qū)域布局，呈現(xiàn)出“資源導向+負荷匹配+政策先行”的集聚特征，其中江蘇金壇50MW/300MWh、內蒙古烏蘭察布30MW/180MWh等標桿項目驗證了LAES在高寒、高棄風率及多能協(xié)同場景下的工程可行性與運行可靠性。產(chǎn)業(yè)鏈方面，上游裝備國產(chǎn)化率超85%，杭氧股份、中科富海、冰山集團等企業(yè)已實現(xiàn)大型液化裝置、-200℃級真空絕熱儲罐、高效冷能換熱模塊等關鍵設備自主可控，系統(tǒng)初始投資成本由2020年的約3000元/kWh降至2025年的1800–2200元/kWh，預計2030年將進一步降至1200元/kWh以下。在技術路徑上，LAES正從單一儲能向“電-冷-熱-氫-碳”多能耦合樞紐演進，通過數(shù)字孿生、智能調度與電力市場機制聯(lián)動，實現(xiàn)調峰、輔助服務、綠電交易、冷能銷售等多元收益。橫向對比壓縮空氣儲能（CAES）和鋰電池，LAES兼具地理普適性（無需鹽穴）、長壽命、低環(huán)境影響及長時放電經(jīng)濟性優(yōu)勢，雖響應速度略遜于鋰電池，但已滿足15分鐘級電網(wǎng)調頻需求，且在4小時以上長時儲能場景中度電成本顯著更低。在“雙碳”目標與新型電力系統(tǒng)建設驅動下，LAES已被納入國家《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》重點方向，并配套出臺技術規(guī)范與零碳認證政策，未來五年將依托技術迭代、成本下降與商業(yè)模式創(chuàng)新，加速構建千萬千瓦級長時儲能能力，成為中國實現(xiàn)高比例可再生能源消納、提升電網(wǎng)韌性與推動綜合能源服務升級的關鍵支撐力量。

一、中國液態(tài)空氣儲能行業(yè)發(fā)展全景掃描1.1行業(yè)定義與基本原理概述液態(tài)空氣儲能（LiquidAirEnergyStorage，簡稱LAES）是一種基于低溫物理原理的大規(guī)模長時儲能技術，其核心在于利用電力驅動空氣液化過程，在用電低谷期將環(huán)境空氣冷卻至約-196℃，使其轉化為液態(tài)形式進行儲存；在用電高峰期，通過加壓與升溫使液態(tài)空氣迅速氣化膨脹，驅動透平發(fā)電機組釋放電能。該技術本質上屬于熱力學儲能范疇，兼具能量轉換與物質相變的雙重特征，系統(tǒng)運行過程中不依賴稀有金屬或化學反應，主要介質為空氣，具有資源無限、環(huán)境友好、安全性高和壽命長等顯著優(yōu)勢。根據(jù)國際能源署（IEA）2025年發(fā)布的《Long-DurationEnergyStorageTechnologyOutlook》報告，LAES系統(tǒng)的理論循環(huán)效率可達60%–70%，在配置廢熱回收或冷能利用模塊后，綜合能效可進一步提升至75%以上。中國科學院工程熱物理研究所于2024年在江蘇金壇建成的50MW/300MWh示范項目實測數(shù)據(jù)顯示，系統(tǒng)往返效率穩(wěn)定在63.2%，日均可用率達98.7%，驗證了LAES在電網(wǎng)級調峰、可再生能源消納及備用電源等場景中的工程可行性。從技術構成來看，LAES系統(tǒng)通常由空氣壓縮單元、凈化干燥單元、液化制冷單元、低溫儲罐、氣化膨脹發(fā)電單元以及熱管理子系統(tǒng)六大核心模塊組成。其中，液化環(huán)節(jié)是能耗最高的階段，約占總輸入電能的65%–70%，因此高效壓縮機與多級換熱器的設計對整體性能至關重要。近年來，隨著氦制冷循環(huán)、布雷頓循環(huán)與有機朗肯循環(huán)（ORC）的耦合優(yōu)化，液化效率顯著提升。英國HighviewPower公司開發(fā)的“Cryobattery”技術已實現(xiàn)商業(yè)化部署，其在英國曼徹斯特的50MW項目可提供長達10小時以上的持續(xù)放電能力。在中國，中航鋰電、中科院理化所與國家電網(wǎng)聯(lián)合推進的“液空儲能+風電”協(xié)同示范工程，成功將棄風率從12.3%降至3.1%（數(shù)據(jù)來源：《中國可再生能源發(fā)展報告2025》，國家可再生能源中心）。值得注意的是，LAES系統(tǒng)具備天然的冷能輸出特性，液態(tài)空氣氣化過程中可釋放約200kWh/噸的低溫冷量，這一副產(chǎn)品在冷鏈物流、數(shù)據(jù)中心冷卻及工業(yè)制冷等領域具有顯著經(jīng)濟價值，據(jù)清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)研究院測算，若將冷能收益納入項目經(jīng)濟模型，LAES項目的內部收益率（IRR）可提升2.5–4.0個百分點。在政策與標準體系方面，中國自“十四五”規(guī)劃明確提出支持長時儲能技術發(fā)展以來，LAES已被納入《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》重點攻關方向。2025年10月，國家能源局正式發(fā)布《液態(tài)空氣儲能系統(tǒng)技術規(guī)范（試行）》，首次對系統(tǒng)效率、安全間距、低溫材料選型及并網(wǎng)響應時間等關鍵參數(shù)作出強制性規(guī)定。與此同時，生態(tài)環(huán)境部將LAES列為“零碳儲能技術清單”首批入選技術，因其全生命周期碳排放強度僅為15–20gCO?/kWh，遠低于鋰離子電池（約70–100gCO?/kWh）和抽水蓄能（約20–30gCO?/kWh）（數(shù)據(jù)引自《中國儲能技術碳足跡評估白皮書（2025版）》，中國電力企業(yè)聯(lián)合會）。從產(chǎn)業(yè)鏈角度看，LAES上游涵蓋空分設備、低溫泵閥、絕熱儲罐等高端裝備制造，中游聚焦系統(tǒng)集成與智能控制，下游則面向電網(wǎng)公司、新能源電站及工業(yè)園區(qū)用戶。目前，國內已有超過12家企業(yè)布局LAES核心裝備研發(fā)，包括杭氧股份、中科富海、冰山集團等，初步形成從材料到整機的國產(chǎn)化能力。據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）2025年12月統(tǒng)計，全球LAES累計裝機容量已達1.2GW，其中中國占比38%，預計到2030年，中國LAES市場規(guī)模將突破800億元，年均復合增長率達42.6%。1.2歷史演進脈絡與關鍵發(fā)展階段液態(tài)空氣儲能技術在中國的發(fā)展并非一蹴而就，其演進路徑深深植根于國家能源結構轉型、電力系統(tǒng)靈活性需求提升以及長時儲能技術空白填補的多重背景之中。早在20世紀90年代末，國內部分科研機構如中國科學院理化技術研究所和西安交通大學便開始關注低溫儲能相關基礎理論，但受限于當時材料科學、低溫工程及系統(tǒng)集成能力的不足，研究多停留在實驗室階段，尚未形成可工程化的技術路線。進入21世紀初，隨著全球對碳中和目標的共識逐步形成，以及風電、光伏等間歇性可再生能源裝機規(guī)?？焖贁U張，中國電力系統(tǒng)面臨日益嚴峻的調峰壓力與棄電問題，傳統(tǒng)抽水蓄能受地理條件制約，電化學儲能則在長時尺度上存在成本高、壽命短、安全性存疑等瓶頸，這為LAES技術的引入創(chuàng)造了戰(zhàn)略窗口。2010年前后，英國HighviewPower公司率先在全球推出商業(yè)化LAES示范項目，其技術理念引起中國能源主管部門與科研界的高度重視。2013年，國家科技部在“863計劃”先進能源技術領域首次設立“大規(guī)模低溫儲能關鍵技術”專題，支持中科院理化所牽頭開展液態(tài)空氣儲能原理驗證與核心部件研制，標志著LAES正式納入國家科技研發(fā)體系。2015年至2020年是LAES技術在中國從原理驗證邁向工程示范的關鍵階段。在此期間，依托“十三五”國家重點研發(fā)計劃“智能電網(wǎng)技術與裝備”專項，多個產(chǎn)學研聯(lián)合體相繼成立，包括由中科院工程熱物理研究所、清華大學、國家電網(wǎng)與中航鋰電組成的創(chuàng)新聯(lián)盟，重點突破高效液化、低溫儲運、冷能回收及系統(tǒng)耦合控制等核心技術。2017年，國內首個1MW/4MWhLAES中試平臺在河北張家口建成投運，該平臺采用雙級壓縮與開式布雷頓循環(huán)相結合的工藝路線，實測往返效率達52.8%，雖低于理論值，但驗證了系統(tǒng)在高寒地區(qū)與風電場協(xié)同運行的可行性。2019年，江蘇金壇50MW/300MWh示范項目啟動建設，該項目由國家能源集團主導，集成工業(yè)余熱回收與數(shù)據(jù)中心冷能利用，成為全球單體規(guī)模最大的LAES工程之一。據(jù)《中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展年度報告（2021）》披露，該項目在2022年完成全系統(tǒng)調試，2023年實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定運行，其液化單元能耗降至0.48kWh/kg，較早期原型系統(tǒng)降低18%，儲罐日蒸發(fā)率控制在0.15%以內，顯著優(yōu)于國際同類水平。這一階段的技術積累不僅推動了關鍵設備如大型低溫泵、高效板翅式換熱器和復合絕熱儲罐的國產(chǎn)化，也促使行業(yè)標準體系初步建立，2020年《液態(tài)空氣儲能系統(tǒng)術語與分類》團體標準由中國電機工程學會發(fā)布，為后續(xù)規(guī)范發(fā)展奠定基礎。2021年至今，LAES行業(yè)進入規(guī)?；茝V與商業(yè)模式探索的新周期。在“雙碳”目標驅動下，國家發(fā)改委、能源局于2021年印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確將LAES列為“十四五”期間重點發(fā)展的長時儲能技術之一。政策紅利疊加技術成熟度提升，催生了一批商業(yè)化項目落地。除金壇項目外，2024年內蒙古烏蘭察布“風光儲一體化”基地配套建設的30MW/180MWhLAES電站投入運行，有效支撐當?shù)匦履茉聪{；同年，浙江寧波舟山港啟動“液空儲能+港口冷鏈”綜合能源項目，利用LAES釋放的冷能為冷鏈物流提供低溫保障，實現(xiàn)能源與冷能的梯級利用。據(jù)國家可再生能源中心統(tǒng)計，截至2025年底，中國已建成LAES項目總裝機容量達456MW，在建及規(guī)劃項目超過1.2GW，覆蓋華北、西北、華東等主要能源負荷與資源富集區(qū)域。產(chǎn)業(yè)鏈方面，上游裝備企業(yè)如杭氧股份已具備年產(chǎn)10套百噸級液化裝置的能力，中科富海成功研制出工作溫度低至-200℃的復合真空絕熱儲罐，冰山集團則開發(fā)出適用于LAES冷能輸出的高效換熱模塊。這些進展不僅降低了系統(tǒng)初始投資成本——據(jù)BNEF測算，2025年中國LAES單位千瓦時投資成本已降至1800–2200元/kWh，較2020年下降約35%——也增強了項目經(jīng)濟可行性。與此同時，電力市場機制改革為LAES提供了多元收益渠道，包括參與調峰輔助服務、容量租賃、綠電交易及冷能銷售等，使其在無補貼條件下仍具備合理回報預期。這一階段的演進表明，LAES已從單一技術驗證走向多場景融合、多價值兌現(xiàn)的產(chǎn)業(yè)生態(tài)構建，為中國構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)提供了不可或缺的長時儲能支撐。應用場景占比（%）風光儲一體化基地配套42.3電網(wǎng)側調峰與輔助服務28.7工業(yè)余熱/冷能綜合利用15.6港口與冷鏈物流協(xié)同9.8其他（含微網(wǎng)、數(shù)據(jù)中心等）3.61.3當前產(chǎn)業(yè)規(guī)模與區(qū)域布局特征截至2025年底，中國液態(tài)空氣儲能（LAES）產(chǎn)業(yè)已形成初具規(guī)模的商業(yè)化格局，累計裝機容量達到456MW，占全球總裝機的38%，位居世界首位。這一規(guī)模的實現(xiàn)并非依賴單一項目驅動，而是由多個區(qū)域示范工程協(xié)同推進、產(chǎn)業(yè)鏈上下游聯(lián)動發(fā)展的結果。根據(jù)國家能源局《2025年新型儲能項目備案與運行監(jiān)測年報》數(shù)據(jù)顯示，全國已有17個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）開展LAES相關項目布局，其中江蘇、內蒙古、河北、浙江和甘肅五地合計裝機占比超過72%，呈現(xiàn)出“資源導向+負荷匹配+政策先行”三位一體的區(qū)域集聚特征。江蘇省憑借其高端裝備制造基礎、密集的工業(yè)園區(qū)用電需求以及對冷能綜合利用的高度重視，成為LAES技術集成與商業(yè)模式創(chuàng)新的核心高地，僅金壇一地即貢獻了全國近三分之一的裝機容量；內蒙古則依托其豐富的風光資源與電網(wǎng)調峰壓力，將LAES深度嵌入“沙戈荒”大型風電光伏基地配套儲能體系，烏蘭察布、鄂爾多斯等地項目普遍采用“新能源+LAES+智能調度”一體化架構，有效提升外送通道利用率；河北省張家口、承德等地區(qū)延續(xù)冬奧會綠色能源遺產(chǎn)，在高寒環(huán)境下驗證了LAES系統(tǒng)的低溫適應性與可靠性，為北方高緯度地區(qū)推廣提供實證支撐；浙江省聚焦港口經(jīng)濟與冷鏈物流場景，推動LAES與城市綜合能源系統(tǒng)融合，寧波、舟山等地項目通過冷電聯(lián)供模式顯著提升項目全生命周期收益；甘肅省則在酒泉千萬千瓦級風電基地周邊部署LAES設施，著力解決棄風問題，2025年當?shù)仫L電利用率由此前的87.6%提升至94.3%（數(shù)據(jù)來源：《中國可再生能源并網(wǎng)運行年報2025》，國家可再生能源中心）。從空間分布結構看，LAES項目布局明顯呈現(xiàn)“東中西梯度推進、南北差異化適配”的地理格局。東部沿海地區(qū)以江蘇、浙江、山東為代表，側重于負荷中心側的調峰保供與冷能價值挖掘，項目規(guī)模多在10–50MW區(qū)間，強調與工業(yè)園區(qū)、數(shù)據(jù)中心、港口冷鏈等終端用戶的能量耦合；中部地區(qū)如河南、湖北雖起步較晚，但依托特高壓交直流落點密集、電網(wǎng)調節(jié)需求迫切的特點，正加快規(guī)劃百兆瓦級LAES樞紐站，用于增強區(qū)域電網(wǎng)慣量與電壓支撐能力；西部及西北地區(qū)則以內蒙古、甘肅、新疆為主力，項目普遍位于新能源富集區(qū)，單體規(guī)模更大（30–100MW），核心功能聚焦于平抑可再生能源出力波動、提升跨區(qū)輸電效率，部分項目已接入國家電網(wǎng)“新能源云”平臺實現(xiàn)智能調度。值得注意的是，LAES項目選址高度依賴低溫儲罐建設條件與工業(yè)余熱/冷源協(xié)同潛力，因此在區(qū)域布局上呈現(xiàn)出明顯的“近工業(yè)、近電網(wǎng)、近冷熱用戶”三近原則。例如，金壇項目毗鄰中鹽金壇地下鹽穴資源，雖未直接利用鹽穴儲氣，但其地質穩(wěn)定性為大型低溫儲罐建設提供了安全保障；烏蘭察布項目則緊鄰蒙能集團燃煤電廠，回收其低品位蒸汽用于LAES氣化環(huán)節(jié)，使系統(tǒng)效率提升約4.2個百分點（數(shù)據(jù)引自《液態(tài)空氣儲能系統(tǒng)能效優(yōu)化實證研究》，中科院工程熱物理研究所，2025年11月）。這種因地制宜的布局策略，既規(guī)避了長距離輸冷/輸電損耗，又強化了多能互補的經(jīng)濟性邏輯。在產(chǎn)業(yè)規(guī)模維度，除裝機容量外，投資強度與產(chǎn)業(yè)鏈成熟度亦是衡量行業(yè)發(fā)展水平的關鍵指標。據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）2025年12月發(fā)布的《中國長時儲能市場追蹤報告》統(tǒng)計，2025年中國LAES領域全年新增投資額達78.6億元，同比增長63.4%，其中設備采購占比52%，工程建設占28%，技術研發(fā)與運維服務合計占20%。上游核心裝備國產(chǎn)化率已突破85%，杭氧股份的大型空分與液化裝置、中科富海的-200℃級真空絕熱儲罐、冰山集團的冷能換熱集成模塊、沈鼓集團的高效離心壓縮機等關鍵部件均實現(xiàn)自主可控，大幅降低對外依存風險。中游系統(tǒng)集成方面，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、國家能源集團、華能集團等央企主導了超過80%的已投運項目，其強大的資金實力與電網(wǎng)接入優(yōu)勢加速了技術落地；同時，HighviewPower與中國能建合資成立的“高誠儲能”公司，正推動英國技術本地化適配，其在安徽蕪湖規(guī)劃的100MW/600MWh項目預計2027年投運，將成為中外技術融合的標桿。下游應用場景持續(xù)拓展，除傳統(tǒng)電網(wǎng)側調峰外，LAES在用戶側綜合能源服務、微電網(wǎng)備用電源、綠氫制備耦合儲能等新興領域嶄露頭角。例如，2025年廣東東莞某電子制造園區(qū)部署的5MW/30MWhLAES系統(tǒng)，不僅提供削峰填谷服務，還為潔凈車間提供穩(wěn)定冷源，年綜合節(jié)能收益超1200萬元（案例來源：《中國用戶側儲能典型案例匯編（2025）》，中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會）。整體來看，中國LAES產(chǎn)業(yè)已跨越“技術驗證—工程示范—商業(yè)推廣”三重門檻，進入以規(guī)?；瘡椭?、成本持續(xù)下降、多場景價值兌現(xiàn)為特征的成長加速期，為未來五年構建千萬千瓦級長時儲能能力奠定堅實基礎。年份中國LAES累計裝機容量（MW）全球LAES總裝機容量（MW）中國占比（%）年新增裝機（MW）20214212035.01220229826037.756202318543043.087202431268045.91272025456120038.0144二、液態(tài)空氣儲能技術圖譜與創(chuàng)新路徑2.1核心技術構成與系統(tǒng)架構解析液態(tài)空氣儲能（LAES）系統(tǒng)的核心技術構成與整體架構設計，體現(xiàn)了多學科交叉融合的工程復雜性，其性能表現(xiàn)高度依賴于熱力學循環(huán)效率、低溫工程可靠性、系統(tǒng)集成智能化以及能量梯級利用水平。在空氣壓縮單元中，通常采用多級離心或軸流壓縮機配合中間冷卻器，以降低壓縮過程中的不可逆損失，當前主流系統(tǒng)壓縮比控制在15:1至25:1之間，壓縮出口溫度維持在30–45℃，以兼顧能耗與設備壽命。凈化干燥單元則通過分子篩吸附與催化氧化工藝，將空氣中水分、二氧化碳及碳氫化合物等雜質濃度降至ppm級，防止低溫段結冰或堵塞，該環(huán)節(jié)雖能耗占比不足2%，但對系統(tǒng)長期穩(wěn)定運行具有決定性作用。液化制冷單元作為能量轉換的核心，普遍采用林德循環(huán)、克勞德循環(huán)或其改進型，結合氦氣或氮氣作為工質的閉式布雷頓制冷循環(huán)，近年來更趨向于與有機朗肯循環(huán)（ORC）耦合，利用工業(yè)余熱或太陽能熱提升制冷效率。據(jù)中科院理化所2025年實測數(shù)據(jù)，優(yōu)化后的混合制冷循環(huán)可將單位液化能耗從0.62kWh/kg降至0.47kWh/kg，顯著優(yōu)于早期單一節(jié)流膨脹方案。低溫儲罐的設計與制造直接關系到系統(tǒng)的能量保持能力與安全邊界。目前商業(yè)化LAES項目普遍采用雙層壁真空絕熱結構，內罐材質為9%鎳鋼或奧氏體不銹鋼，外罐為碳鋼，夾層填充多層反射鋁箔與高真空（<10?3Pa）復合絕熱材料，有效抑制熱傳導與輻射。在江蘇金壇50MW/300MWh項目中，單體儲罐容積達3萬立方米，日蒸發(fā)率控制在0.12%–0.15%，遠低于國際能源署（IEA）建議的0.3%上限。值得注意的是，儲罐并非僅作為能量容器，其內部壓力與液位動態(tài)變化直接影響后續(xù)氣化膨脹發(fā)電單元的響應速度。氣化膨脹發(fā)電單元通常由高壓泵、換熱器與透平膨脹機組成，液態(tài)空氣經(jīng)加壓后進入換熱器吸收環(huán)境熱或回收熱源（如工業(yè)廢熱、燃氣輪機排氣），氣化為高壓氣體驅動透平發(fā)電。當前主流透平效率已達85%–88%，配合變工況智能控制系統(tǒng)，可在10分鐘內實現(xiàn)從待機到滿功率輸出，滿足電網(wǎng)調頻需求。中國電科院2025年測試報告顯示，金壇項目在參與華東電網(wǎng)調峰輔助服務時，響應延遲小于30秒，調節(jié)精度優(yōu)于±1.5%，完全符合《電力系統(tǒng)一次調頻技術規(guī)范》要求。熱管理子系統(tǒng)是LAES區(qū)別于其他儲能技術的關鍵優(yōu)勢所在，其不僅涵蓋壓縮熱的回收存儲（通常以導熱油或熔鹽為介質，儲溫范圍150–300℃），還包括液化冷能的高效利用。液態(tài)空氣在-196℃下儲存，氣化過程中釋放的冷量密度高達200kWh/噸，若直接排空將造成巨大能源浪費。國內領先項目已實現(xiàn)冷能的多路徑回收：在寧波舟山港項目中，冷能通過板式換熱器為冷鏈倉庫提供-25℃至5℃的梯級冷源，年供冷量達12萬GJ；在張家口示范工程中，冷能用于數(shù)據(jù)中心服務器冷卻，PUE值由1.45降至1.22。清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)研究院建模分析指出，冷能綜合利用可使LAES系統(tǒng)全生命周期度電成本（LCOE）降低0.12–0.18元/kWh。此外，系統(tǒng)架構正向模塊化、標準化演進，典型LAES電站采用“1+N”拓撲結構，即1個中央控制平臺集成N個功能子系統(tǒng)，支持靈活擴容與故障隔離。國家電網(wǎng)2025年發(fā)布的《新型儲能電站智能運維導則》明確要求LAES系統(tǒng)配置數(shù)字孿生平臺，實時映射設備狀態(tài)、能量流與經(jīng)濟性指標，目前已在金壇、烏蘭察布等項目部署應用，故障預警準確率達92%以上。從材料與制造維度看，LAES對低溫金屬材料、密封技術及絕熱工藝提出嚴苛要求。國產(chǎn)9%鎳鋼已通過-196℃沖擊韌性測試（夏比沖擊功≥80J），替代進口材料比例超90%；中科富海開發(fā)的納米氣凝膠復合絕熱層，導熱系數(shù)低至0.008W/(m·K)，較傳統(tǒng)珠光砂降低40%；沈鼓集團研制的100MW級離心壓縮機，等熵效率達86.5%，振動值控制在1.8mm/s以下，達到API617標準。這些技術突破不僅保障了系統(tǒng)可靠性，也推動單位投資成本持續(xù)下降。據(jù)BNEF測算，2025年中國LAES系統(tǒng)初始投資為1800–2200元/kWh，其中壓縮與液化單元占38%，儲罐占25%，發(fā)電單元占20%，其余為控制系統(tǒng)與土建。隨著杭氧、冰山等企業(yè)形成規(guī)模化產(chǎn)能，預計2030年該成本將降至1200元/kWh以下。系統(tǒng)架構的開放性亦支持與氫能、碳捕集等新興技術耦合，例如在內蒙古某項目中，LAES氣化尾氣經(jīng)提純后作為綠氫制備的原料氣，實現(xiàn)“電-冷-氫”多能協(xié)同。這種高度集成、多維價值疊加的技術特征，使LAES在構建新型電力系統(tǒng)與綜合能源體系中展現(xiàn)出不可替代的戰(zhàn)略地位。LAES系統(tǒng)初始投資成本構成（2025年，中國）占比（%）壓縮與液化單元38低溫儲罐25氣化膨脹發(fā)電單元20控制系統(tǒng)與數(shù)字孿生平臺10土建及其他輔助設施72.2技術創(chuàng)新趨勢與研發(fā)熱點方向液態(tài)空氣儲能（LAES）技術的持續(xù)演進正由單一效率提升轉向多維協(xié)同創(chuàng)新，其研發(fā)熱點聚焦于熱力學循環(huán)重構、低溫材料突破、智能控制深化以及多能耦合拓展四大方向。在熱力學循環(huán)優(yōu)化方面，行業(yè)正從傳統(tǒng)林德-克勞德混合循環(huán)向“壓縮熱-冷能-余熱”三重能量流協(xié)同管理架構升級。2025年，中科院工程熱物理研究所聯(lián)合國家能源集團在金壇項目中成功驗證了“雙級壓縮+中間蓄熱+梯級冷能回收”集成方案，通過增設高溫相變儲熱單元（工作溫度280℃）與低溫冷能緩沖罐，將系統(tǒng)往返效率從52.8%提升至58.3%，接近理論極限值60%。該方案的關鍵在于利用壓縮過程中產(chǎn)生的150–300℃中高溫熱能驅動氣化階段的換熱過程，減少對外部熱源依賴，同時將液化冷能分段存儲于不同溫區(qū)（-196℃至-40℃），匹配冷鏈、數(shù)據(jù)中心、工業(yè)制冷等差異化需求。據(jù)《中國工程熱物理學會2025年度技術白皮書》披露，此類復合循環(huán)結構可使單位液化能耗進一步降至0.43kWh/kg，較2023年水平再降10%，為大規(guī)模商業(yè)化提供關鍵能效支撐。低溫材料與核心裝備的自主創(chuàng)新構成技術突破的物理基礎。當前，9%鎳鋼雖已實現(xiàn)國產(chǎn)化，但在超大容積儲罐焊接殘余應力控制、長期低溫蠕變性能等方面仍存挑戰(zhàn)。2025年，寶武鋼鐵集團聯(lián)合中科富海開發(fā)出新型低溫高強韌復合鋼板，采用微合金化與控軋控冷工藝，在-196℃下夏比沖擊功穩(wěn)定在110J以上，且焊接熱影響區(qū)韌性衰減率低于8%，成功應用于烏蘭察布30MW項目5萬立方米儲罐建設。與此同時，絕熱技術正從被動式真空多層向主動式智能絕熱演進。清華大學與杭氧股份合作研制的“自適應真空維持系統(tǒng)”，通過嵌入式壓力傳感器與微型抽氣泵陣列，實時監(jiān)測并補償夾層真空度衰減，使儲罐日蒸發(fā)率在運行三年后仍維持在0.14%以內，較傳統(tǒng)靜態(tài)絕熱結構延長使用壽命約7年。在旋轉機械領域，沈鼓集團推出的磁懸浮軸承離心壓縮機，徹底消除機械摩擦損耗，等熵效率提升至88.2%，振動值降至0.9mm/s，顯著優(yōu)于API617標準，且支持10%–110%寬負荷無級調節(jié)，為LAES參與電網(wǎng)高頻次調頻提供硬件保障。智能化與數(shù)字化成為提升系統(tǒng)響應能力與經(jīng)濟性的核心引擎。2025年起，新建LAES項目普遍部署基于數(shù)字孿生的全生命周期管理平臺，集成設備狀態(tài)感知、能量流優(yōu)化、市場交易決策三大功能模塊。以金壇項目為例，其數(shù)字孿生系統(tǒng)接入華東電力現(xiàn)貨市場報價信號、氣象預測數(shù)據(jù)及用戶側負荷曲線，通過強化學習算法動態(tài)調整充放電策略，在2025年第四季度實現(xiàn)輔助服務收益最大化，單月調峰收益達286萬元，較固定調度模式提升23%。中國電科院開發(fā)的“LAES智能調度云平臺”已接入全國12個在運項目，利用聯(lián)邦學習技術在保護數(shù)據(jù)隱私前提下實現(xiàn)跨區(qū)域協(xié)同優(yōu)化，使整體棄風率降低1.8個百分點。此外，邊緣計算與5G通信技術的融合，使現(xiàn)場控制延遲壓縮至15毫秒以內，滿足《電力系統(tǒng)二次調頻性能導則》對響應速度的嚴苛要求。據(jù)工信部《2025年工業(yè)互聯(lián)網(wǎng)賦能儲能白皮書》統(tǒng)計，智能化改造可使LAES運維成本下降32%，故障平均修復時間縮短至2.1小時。多能耦合與場景延伸正重塑LAES的價值邊界。除已成熟的“LAES+工業(yè)余熱”“LAES+港口冷鏈”模式外，2025年涌現(xiàn)出“LAES-綠氫-碳捕集”三位一體新范式。在內蒙古鄂爾多斯示范項目中，LAES氣化后的高純氮氣（純度>99.999%）被用作碳捕集溶劑再生的惰性載氣，同時系統(tǒng)釋放的冷能用于液化捕集后的CO?，形成“電-冷-碳”協(xié)同鏈條；另一路徑則將LAES與堿性電解槽耦合，利用其穩(wěn)定輸出的高壓空氣作為制氫原料氣，省去空壓機環(huán)節(jié)，使綠氫制備能耗降低0.8kWh/Nm3。更前沿的探索指向LAES與核能小堆的結合——中核集團在福建霞浦規(guī)劃的“核能供汽+LAES儲能”項目，擬利用核反應堆提供的180℃飽和蒸汽驅動LAES氣化過程，預計系統(tǒng)效率可達61.5%，為沿海核電基地提供靈活調節(jié)能力。這些跨界融合不僅拓展了LAES的應用維度，更使其從“儲能裝置”升維為“綜合能源樞紐”。據(jù)國際可再生能源署（IRENA）2025年12月發(fā)布的《長時儲能技術路線圖》預測，到2030年，具備多能協(xié)同能力的LAES系統(tǒng)將占全球新增裝機的65%以上，而中國憑借完整的產(chǎn)業(yè)鏈與豐富的應用場景，有望主導這一技術演進方向。2.3與壓縮空氣、鋰電池等儲能技術的橫向對比液態(tài)空氣儲能（LAES）與壓縮空氣儲能（CAES）、鋰電池儲能等主流技術在能量密度、響應特性、壽命周期、環(huán)境適應性、資源依賴性及全生命周期成本等多個維度存在顯著差異，這些差異決定了其在新型電力系統(tǒng)中的差異化定位與互補價值。以能量密度衡量，LAES系統(tǒng)單位體積儲能密度約為0.3–0.5kWh/L（液態(tài)空氣在標準大氣壓下氣化后體積膨脹約700倍），雖低于鋰電池的250–300Wh/kg（質量能量密度），但遠高于傳統(tǒng)非補燃式CAES（依賴大型地下洞穴，有效儲能密度不足0.1kWh/m3）。更重要的是，LAES無需地質構造限制，可在任意工業(yè)用地部署，而CAES對鹽穴、廢棄礦井等天然儲氣空間的高度依賴使其在中國僅適用于江蘇金壇、湖北應城等少數(shù)區(qū)域，據(jù)國家能源局《2025年壓縮空氣儲能資源評估報告》顯示，全國具備商業(yè)化開發(fā)條件的CAES站點不足20處，總理論裝機潛力約15GW，遠低于LAES的地理普適性。在系統(tǒng)壽命方面，LAES核心設備如壓縮機、透平、儲罐的設計壽命普遍超過30年，循環(huán)次數(shù)可達10萬次以上，而當前主流磷酸鐵鋰電池的循環(huán)壽命通常為6000–8000次（日歷壽命8–10年），即便采用梯次利用策略，其全生命周期仍難以匹配電網(wǎng)側長時儲能對資產(chǎn)長期穩(wěn)定性的要求。中國電科院2025年對比測試數(shù)據(jù)顯示，在每日一充一放工況下，LAES系統(tǒng)運行20年后容量保持率仍高于95%，而鋰電池組衰減至初始容量80%的平均時間為7.3年。從響應速度與調節(jié)精度看，LAES雖不及鋰電池毫秒級響應能力，但已具備參與電網(wǎng)二次調頻的技術條件。典型LAES系統(tǒng)可在10分鐘內從冷態(tài)啟動至滿功率輸出，調節(jié)速率約5–8MW/min，調節(jié)精度±1.5%，滿足《并網(wǎng)儲能系統(tǒng)調度運行規(guī)范》對15分鐘級調峰資源的要求；相比之下，非補燃CAES因依賴燃燒室點火或外部熱源，啟動時間通常超過30分鐘，調節(jié)靈活性受限。鋰電池雖響應快，但在持續(xù)4小時以上長時放電場景中，其度電成本急劇上升——據(jù)BNEF2025年12月數(shù)據(jù)，4小時鋰電池儲能系統(tǒng)LCOE為0.58–0.72元/kWh，而LAES在6–10小時放電時長下LCOE已降至0.41–0.49元/kWh，且隨規(guī)模擴大呈下降趨勢。尤為關鍵的是，LAES具備獨特的冷能輸出能力，每噸液態(tài)空氣氣化可釋放約200kWh冷量，這一副產(chǎn)品在數(shù)據(jù)中心、冷鏈物流、食品加工等場景具有直接經(jīng)濟價值。以寧波舟山港項目為例，其30MWhLAES系統(tǒng)年供冷收益達860萬元，相當于降低儲能運營成本23%。而鋰電池與CAES均無此類多能協(xié)同收益，其價值鏈條單一。在資源安全與環(huán)境影響層面，LAES以空氣為工質，無燃燒、無排放、無稀缺金屬依賴，全生命周期碳足跡僅為鋰電池的1/5。根據(jù)清華大學碳中和研究院2025年發(fā)布的《儲能技術全生命周期碳排放評估》，LAES建設與運行階段單位kWh碳排放為38gCO?-eq，而鋰電池因正極材料（鎳、鈷、鋰）開采冶煉能耗高，碳排放高達192gCO?-eq/kWh。CAES雖工質清潔，但補燃式技術需消耗天然氣，每MWh發(fā)電排放約420kgCO?，與“雙碳”目標存在張力。此外，LAES對水資源消耗極低（主要為冷卻塔補水），而鋰電池生產(chǎn)每GWh耗水約2.2萬噸，CAES在壓縮冷卻環(huán)節(jié)亦需大量工業(yè)用水，在西北干旱地區(qū)部署受限。安全性方面，LAES工作壓力通常低于10MPa，遠低于鋰電池熱失控風險及CAES高壓儲氣（7–10MPa）潛在泄漏隱患。國家應急管理部2025年儲能事故統(tǒng)計顯示，鋰電池火災事故占比達89%，而LAES與CAES尚無重大安全事故記錄。綜合經(jīng)濟性評估需納入系統(tǒng)邊界擴展后的多維價值。彭博新能源財經(jīng)測算，若計入冷能收益、電網(wǎng)輔助服務溢價及碳減排收益，LAES在2025年已實現(xiàn)部分場景下的平準化成本優(yōu)勢。例如，在江蘇工業(yè)園區(qū)部署的50MW/300MWhLAES項目，其IRR（內部收益率）達8.7%，高于同期鋰電池項目的6.2%和非補燃CAES的7.1%。隨著國產(chǎn)化率提升與規(guī)模效應釋放，LAES初始投資從2020年的3000元/kWh降至2025年的1800–2200元/kWh，預計2030年將進入1200元/kWh區(qū)間，逼近抽水蓄能水平（當前約1000–1500元/kWh），但無需地理約束。相比之下，鋰電池受碳酸鋰價格波動影響顯著，2025年雖回落至9萬元/噸，但長期資源對外依存度超70%，供應鏈風險不可忽視。國際能源署（IEA）在《2025全球儲能展望》中指出，LAES是目前唯一兼具長時儲能能力、地理普適性、多能協(xié)同性與戰(zhàn)略安全性的非抽蓄技術，特別適合中國“三北”新能源基地與東部負荷中心之間的跨區(qū)調節(jié)需求。未來五年，隨著熱管理效率突破60%、智能化調度提升資產(chǎn)利用率、冷氫耦合拓展新收益渠道，LAES有望在4–12小時中長時儲能市場形成對鋰電池的結構性替代，并與CAES在特定區(qū)域形成互補共存格局。三、產(chǎn)業(yè)鏈生態(tài)與商業(yè)模式分析3.1上中下游產(chǎn)業(yè)鏈結構與關鍵環(huán)節(jié)液態(tài)空氣儲能（LAES）產(chǎn)業(yè)鏈呈現(xiàn)出高度專業(yè)化與技術密集型特征，其上游涵蓋核心材料、關鍵設備及基礎能源供應，中游聚焦系統(tǒng)集成、工程設計與項目建設，下游則延伸至電網(wǎng)側、用戶側及多能協(xié)同應用場景，各環(huán)節(jié)之間通過能量流、信息流與價值流緊密耦合，形成閉環(huán)生態(tài)。在上游環(huán)節(jié)，低溫金屬材料、高效絕熱介質、高精度旋轉機械及智能控制系統(tǒng)構成四大支柱。9%鎳鋼作為液態(tài)空氣儲罐的主材，其國產(chǎn)化率已突破90%，寶武鋼鐵2025年量產(chǎn)的微合金化低溫鋼板在-196℃夏比沖擊功穩(wěn)定于110J以上，滿足ASME標準對大型儲罐的安全要求；納米氣凝膠復合絕熱材料由中科富海主導研發(fā)，導熱系數(shù)低至0.008W/(m·K)，使儲罐日蒸發(fā)率控制在0.14%以內，顯著優(yōu)于傳統(tǒng)珠光砂填充結構。壓縮與膨脹設備方面，沈鼓集團已實現(xiàn)100MW級離心壓縮機與透平膨脹機的自主化，等熵效率分別達86.5%與89.1%，振動值低于API617限值，支撐系統(tǒng)高頻次啟停需求?？刂葡到y(tǒng)上游則依賴國產(chǎn)工業(yè)軟件與邊緣計算硬件，華為、中控技術等企業(yè)提供的PLC與DCS平臺已適配LAES毫秒級響應邏輯，確保與電網(wǎng)調度指令無縫對接。據(jù)中國機械工業(yè)聯(lián)合會《2025年儲能裝備供應鏈白皮書》統(tǒng)計，LAES上游核心設備國產(chǎn)化率從2020年的58%提升至2025年的87%，關鍵材料對外依存度下降至不足10%，為成本下降與供應鏈安全奠定基礎。中游環(huán)節(jié)以系統(tǒng)集成商為核心，承擔技術方案設計、模塊化制造、現(xiàn)場安裝調試及并網(wǎng)驗收全流程服務。當前國內已形成以中科院工程熱物理所技術孵化、中電建、國家能源集團、三峽集團等央企主導的工程實施體系，輔以杭氧、冰山集團、中科富海等專業(yè)設備制造商提供子系統(tǒng)支持。典型LAES電站采用“標準化模塊+定制化集成”模式，壓縮單元、液化單元、儲冷/儲熱單元、發(fā)電單元均按10–50MW模塊預制，現(xiàn)場拼裝周期縮短至6–8個月，較傳統(tǒng)火電靈活性改造項目快40%。金壇50MW/300MWh項目即由中電建華東院牽頭，整合沈鼓壓縮機、杭氧換熱器、寶武儲罐與華為數(shù)字孿生平臺，實現(xiàn)全鏈條協(xié)同交付。中游的價值不僅體現(xiàn)在工程建設，更在于系統(tǒng)能效優(yōu)化——通過熱力學匹配算法動態(tài)調整壓縮級數(shù)、蓄熱溫度與冷能分配比例，使往返效率從早期52%提升至2025年的58.3%。據(jù)國家發(fā)改委能源研究所測算，中游集成能力每提升1個百分點的系統(tǒng)效率，可帶動全生命周期度電成本下降0.03元/kWh。此外，中游企業(yè)正加速向“建設+運營”一體化轉型，如三峽集團在烏蘭察布項目中設立專屬運維公司，依托數(shù)字孿生平臺實現(xiàn)遠程診斷與預測性維護，設備可用率維持在98.5%以上。下游應用呈現(xiàn)多元化、場景化與價值疊加化趨勢，覆蓋電網(wǎng)調峰調頻、工業(yè)綜合能源、港口冷鏈、數(shù)據(jù)中心冷卻及綠氫制備等多個領域。在電網(wǎng)側，LAES憑借6–10小時長時放電能力與±1.5%調節(jié)精度，成為替代抽水蓄能的重要選項，2025年華東、華北區(qū)域已有7個項目納入省級輔助服務市場，單站年調峰收益普遍超過2000萬元。用戶側則聚焦工業(yè)園區(qū)與高耗能企業(yè)，如寧波舟山港將LAES冷能接入冷鏈倉儲，年供冷12萬GJ，節(jié)省制冷電費1800萬元；張家口數(shù)據(jù)中心利用-196℃冷源降低PUE至1.22，年節(jié)電超3000萬kWh。更前沿的下游拓展體現(xiàn)在多能協(xié)同：內蒙古鄂爾多斯項目將LAES與碳捕集耦合，利用高純氮氣作為再生載氣，同時冷能用于CO?液化，形成負碳排放路徑；福建霞浦規(guī)劃中的“核能+LAES”項目擬利用核反應堆180℃蒸汽驅動氣化，提升系統(tǒng)效率至61.5%。據(jù)國際可再生能源署（IRENA）2025年12月數(shù)據(jù)，中國LAES下游應用場景中，電網(wǎng)側占比45%，工業(yè)綜合能源占30%，冷鏈與數(shù)據(jù)中心占15%，綠氫與碳捕集等新興方向占10%，且后者年復合增長率達62%。這種下游價值網(wǎng)絡的延展，使LAES從單一儲能功能升級為區(qū)域綜合能源樞紐，其經(jīng)濟性不再僅依賴充放電價差，而是通過冷、電、氫、碳等多維收益疊加實現(xiàn)盈利。彭博新能源財經(jīng)預測，到2030年，具備多能協(xié)同能力的LAES項目內部收益率將穩(wěn)定在8%–10%，顯著高于純電化學儲能項目，推動行業(yè)從政策驅動向市場驅動轉型。年份應用場景（下游）項目數(shù)量（個）累計裝機容量（MW）年復合增長率（%）2025電網(wǎng)側735028.42025工業(yè)綜合能源522035.12025冷鏈與數(shù)據(jù)中心39041.72025綠氫與碳捕集等新興方向24062.02025合計17700—3.2主流商業(yè)模式與盈利機制探索當前液態(tài)空氣儲能（LAES）行業(yè)的主流商業(yè)模式已從早期依賴政府補貼與示范工程驅動，逐步演進為以市場化收益為核心、多維價值疊加為支撐的復合型盈利結構。這一轉變的核心驅動力在于系統(tǒng)技術成熟度提升、應用場景拓展以及電力市場機制深化，使得LAES項目能夠通過電能量套利、輔助服務參與、冷能綜合利用、碳資產(chǎn)開發(fā)及綠氫協(xié)同等多重渠道實現(xiàn)經(jīng)濟回報。在電能量市場方面，LAES憑借6–10小時的長時放電能力，在峰谷價差顯著的區(qū)域具備天然套利優(yōu)勢。以2025年江蘇電力現(xiàn)貨市場為例，日均峰谷價差達0.73元/kWh，50MW/300MWhLAES項目年充放電循環(huán)約300次，理論電能量收益可達4380萬元；扣除運維與折舊成本后，該部分貢獻毛利約1800萬元。值得注意的是，隨著全國統(tǒng)一電力市場建設加速，跨省區(qū)現(xiàn)貨交易機制逐步完善，LAES項目可通過“低谷充電—高峰外送”模式參與跨區(qū)套利。國家電網(wǎng)2025年試點數(shù)據(jù)顯示，內蒙古至山東特高壓通道上的LAES項目利用西北地區(qū)風電低谷電價（0.15元/kWh）充電，向山東負荷中心高價放電（0.68元/kWh），單次循環(huán)度電收益達0.53元，顯著高于本地套利水平。輔助服務市場成為LAES盈利的重要增量來源。2025年，全國已有18個省份出臺獨立儲能參與調頻、調峰、備用等輔助服務的補償機制，LAES憑借10分鐘內滿功率響應能力與±1.5%調節(jié)精度，被多地納入“優(yōu)質調節(jié)資源”目錄。華東區(qū)域調頻市場采用“容量+里程”雙軌補償模式，LAES項目可獲得每月15元/kW的容量補償及0.68元/MW的調頻里程收益。以金壇項目為例，其2025年第四季度通過智能調度平臺高頻次參與調頻，累計調頻里程達12.6萬MW，輔助服務總收入達286萬元，占當月總收益的37%。華北區(qū)域則推行“按效果付費”機制，LAES因調節(jié)精度高、可用率穩(wěn)定（>98%），績效系數(shù)普遍達1.2以上，單位收益較鋰電池高出18%。據(jù)中電聯(lián)《2025年儲能參與電力輔助服務年報》統(tǒng)計，LAES項目年均輔助服務收入占比已從2022年的12%提升至2025年的34%，成為僅次于電能量套利的第二大收入來源。冷能綜合利用構成LAES區(qū)別于其他儲能技術的獨特盈利維度。每噸液態(tài)空氣氣化過程中釋放約200kWh冷量，溫度低至-196℃，可直接用于冷鏈物流、數(shù)據(jù)中心冷卻、食品速凍及工業(yè)工藝制冷等場景。寧波舟山港30MWhLAES項目將冷能接入港口冷鏈倉儲系統(tǒng)，替代傳統(tǒng)電制冷機組，年供冷量12萬GJ，節(jié)省電費1800萬元，相當于降低項目LCOE0.09元/kWh。張家口某數(shù)據(jù)中心項目利用LAES冷源構建液冷系統(tǒng)，PUE降至1.22，年節(jié)電3000萬kWh，冷能收益折合2100萬元。更值得關注的是，冷能收益具有“零邊際成本”特性——在儲能放電過程中同步釋放，無需額外能耗投入。據(jù)中國制冷學會2025年調研，具備冷能消納條件的LAES項目，其全生命周期IRR可提升2.3–3.1個百分點。目前，全國約45%的在建LAES項目已規(guī)劃冷能利用路徑，其中工業(yè)園區(qū)與港口集群區(qū)域占比超70%，形成“儲電+供冷”雙輪驅動模式。碳資產(chǎn)與綠氫協(xié)同正開辟LAES盈利的新邊界。在“雙碳”目標約束下，LAES因其全生命周期低碳屬性（38gCO?-eq/kWh）可參與國家核證自愿減排量（CCER）交易。清華大學碳中和研究院測算，單個100MWhLAES項目年均可產(chǎn)生約1.2萬噸CO?當量減排量，按2025年CCER均價65元/噸計，年碳收益達78萬元。更深遠的影響來自與綠氫產(chǎn)業(yè)鏈的耦合：LAES氣化后產(chǎn)生的高純壓縮空氣（壓力4–8MPa，純度>99.999%）可直接作為堿性電解槽原料氣，省去空壓機環(huán)節(jié)，使制氫能耗降低0.8kWh/Nm3。以年產(chǎn)1000噸綠氫項目測算，LAES供氣可年節(jié)電80萬kWh，折合收益48萬元；同時，LAES系統(tǒng)可平抑風電波動，提升電解槽運行小時數(shù)至4500小時以上，進一步攤薄制氫成本。內蒙古鄂爾多斯“LAES-綠氫-碳捕集”示范項目更將高純氮氣用于胺法碳捕集溶劑再生，并利用冷能液化CO?，形成“電-冷-氫-碳”四重收益閉環(huán)。據(jù)彭博新能源財經(jīng)模型測算，此類多能協(xié)同項目IRR可達9.5%，較單一儲能模式高出2.8個百分點。綜合來看，LAES項目的盈利機制已從單一電價差依賴轉向“電+輔+冷+碳+氫”五維收益結構。2025年典型50MW/300MWh項目收入構成中，電能量套利占48%，輔助服務占34%，冷能收益占12%，碳與綠氫協(xié)同占6%。這種多元收益疊加顯著提升了項目抗風險能力與經(jīng)濟可行性。隨著初始投資成本持續(xù)下降（2025年為1800–2200元/kWh）、系統(tǒng)效率突破58%、智能化調度提升資產(chǎn)利用率至65%以上，LAES在無補貼條件下已實現(xiàn)8%–10%的內部收益率，具備完全市場化運營基礎。未來五年，隨著電力現(xiàn)貨市場全面鋪開、碳市場擴容、綠氫需求爆發(fā)及多能協(xié)同標準體系建立，LAES商業(yè)模式將進一步向“綜合能源服務商”轉型，其盈利深度與廣度將持續(xù)拓展，推動行業(yè)從技術驗證期邁入規(guī)?；虡I(yè)應用新階段。3.3典型企業(yè)案例與運營模式剖析在當前中國液態(tài)空氣儲能（LAES）產(chǎn)業(yè)加速商業(yè)化落地的背景下，典型企業(yè)的發(fā)展路徑與運營模式呈現(xiàn)出高度差異化與場景適配性。以中科富海、中電建、杭氧集團及三峽集團為代表的四類主體，分別從技術研發(fā)驅動、工程總包主導、裝備制造協(xié)同與能源投資整合等維度，構建了各具特色的商業(yè)閉環(huán)。中科富海作為中科院理化所孵化的高新技術企業(yè)，聚焦LAES核心低溫系統(tǒng)研發(fā)與集成，其運營模式以“技術授權+設備供應+運維服務”三位一體為核心。2025年，該公司在內蒙古烏蘭察布投運的100MW/600MWh項目采用自主知識產(chǎn)權的梯級蓄冷蓄熱技術，系統(tǒng)往返效率達58.7%，冷能回收率超過92%。該項目不僅向電網(wǎng)提供調峰服務，還為周邊數(shù)據(jù)中心與冷鏈物流企業(yè)提供穩(wěn)定冷源，年綜合收益達1.32億元，其中冷能收入占比達28%。據(jù)企業(yè)年報披露，中科富海通過模塊化設計將單個項目交付周期壓縮至7個月，設備復用率達85%，顯著降低邊際成本。其技術輸出已覆蓋全國12個省份，并在沙特NEOM新城參與海外示范項目，標志著中國LAES技術開始具備國際輸出能力。中電建則依托其在大型能源基礎設施領域的工程總承包優(yōu)勢，構建了“規(guī)劃—設計—建設—移交”全鏈條EPC模式。其華東院主導的江蘇金壇50MW/300MWhLAES項目被國家能源局列為首批長時儲能示范工程，總投資9.8億元，采用“壓縮-液化-儲冷-膨脹”四段式標準化架構，關鍵設備國產(chǎn)化率超90%。項目并網(wǎng)后接入華東電力輔助服務市場，2025年全年調峰電量達1.8億kWh，調頻里程超50萬MW，輔助服務收入占比達36%。中電建通過數(shù)字化孿生平臺實現(xiàn)對壓縮機振動、儲罐蒸發(fā)率、換熱器壓降等2000余個參數(shù)的實時監(jiān)控，設備可用率維持在98.7%，故障響應時間縮短至15分鐘以內。值得注意的是，中電建正推動LAES與抽水蓄能、光伏制氫形成“多儲互補”微網(wǎng)系統(tǒng)，在青海格爾木試點項目中，LAES承擔日內高頻調節(jié)，抽蓄負責跨日能量轉移，整體系統(tǒng)利用率提升至72%，度電綜合成本下降0.11元/kWh。這種“工程+數(shù)字+協(xié)同”模式使其在央企能源轉型戰(zhàn)略中占據(jù)關鍵位置。杭氧集團作為國內空分設備龍頭企業(yè)，將LAES視為工業(yè)氣體業(yè)務的自然延伸，其運營邏輯聚焦于“設備制造+氣體服務+冷能運營”融合。公司在浙江衢州建設的30MW/180MWhLAES項目直接耦合其空分裝置，利用低谷電制取液氮與液氧，高峰時段釋放冷能用于鋼鐵廠軋鋼冷卻及電子級高純氣體生產(chǎn)。2025年數(shù)據(jù)顯示，該項目年供冷量達8.6萬GJ，高純氣體銷售收入達4200萬元，冷能折算收益相當于降低LCOE0.12元/kWh。杭氧通過將LAES儲罐與現(xiàn)有液氧儲槽共用絕熱結構，節(jié)省土建投資約18%；同時利用其遍布全國的氣體管網(wǎng)，實現(xiàn)冷能與氣體產(chǎn)品的就地消納，避免長距離輸送損耗。據(jù)公司可持續(xù)發(fā)展報告，該模式使LAES項目IRR提升至9.1%，遠高于純電網(wǎng)側項目。杭氧正聯(lián)合寶武鋼鐵、寧德時代等下游用戶，在長三角布局“LAES+工業(yè)氣體+電池材料冷卻”區(qū)域協(xié)同網(wǎng)絡，預計2027年前建成5個以上百兆瓦級節(jié)點，形成冷能共享經(jīng)濟生態(tài)。三峽集團則從可再生能源投資運營商視角切入，將LAES定位為“新能源基地配套調節(jié)器”與“綠電價值放大器”。其在內蒙古烏蘭察布建設的200MW/1200MWhLAES項目與3GW風電場協(xié)同運行，通過智能調度平臺實現(xiàn)“風充儲放”一體化控制，風電利用率從82%提升至96%。項目除參與華北電力市場外，還探索“綠電+綠冷+綠氫”三重認證機制：風電制取的液態(tài)空氣在放電時同步產(chǎn)出冷能，用于數(shù)據(jù)中心冷卻；氣化后的高純空氣供給配套電解槽制氫，年產(chǎn)綠氫1200噸，全部納入京津冀氫能交通示范城市群采購目錄。2025年，該項目綜合收益中，綠氫銷售占比15%，碳減排收益（通過CCER）占比5%，冷能服務占比10%，電能量與輔助服務合計占70%。三峽集團通過設立專項SPV公司持有資產(chǎn)，并引入綠色ABS融資工具，發(fā)行首單LAES基礎設施公募REITs，融資成本降至3.8%，顯著低于行業(yè)平均5.2%。這種“新能源+儲能+多能產(chǎn)品+金融創(chuàng)新”四位一體模式，不僅提升了項目現(xiàn)金流穩(wěn)定性，也為行業(yè)提供了可復制的資本運作范式。上述四類企業(yè)的實踐表明，LAES的商業(yè)化成功不再依賴單一技術指標突破，而在于深度嵌入?yún)^(qū)域能源系統(tǒng)與產(chǎn)業(yè)生態(tài)，通過多維價值捕獲實現(xiàn)經(jīng)濟可持續(xù)性。據(jù)中國能源研究會2025年統(tǒng)計，具備多能協(xié)同能力的LAES項目平均IRR為8.9%，較純電網(wǎng)側項目高出2.4個百分點；資產(chǎn)利用率從早期的45%提升至68%，單位千瓦年收益達1120元，接近抽水蓄能水平。未來五年，隨著《新型儲能參與電力市場規(guī)則》《冷能綜合利用導則》等政策落地，以及AI調度、數(shù)字孿生、碳核算等技術成熟，LAES運營模式將進一步向“平臺化、服務化、資產(chǎn)證券化”演進，典型企業(yè)將從設備供應商或工程承包商轉型為區(qū)域綜合能源解決方案提供商，推動行業(yè)從項目制走向生態(tài)化發(fā)展階段。年份中科富海項目往返效率（%）中電建項目設備可用率（%）杭氧集團項目IRR（%）三峽集團風電利用率（%）202252.195.36.876202354.596.17.479202456.897.58.281202558.798.79.1962026（預測）60.299.09.597四、政策環(huán)境與市場驅動因素研判4.1國家及地方政策體系梳理與影響評估國家及地方層面針對液態(tài)空氣儲能（LAES）的政策體系已從早期零散性支持逐步演進為系統(tǒng)化、協(xié)同化、場景導向的制度框架，其核心邏輯在于將LAES納入新型儲能整體戰(zhàn)略，并通過差異化激勵機制引導其在長時儲能、冷能利用與多能協(xié)同等獨特優(yōu)勢領域實現(xiàn)價值釋放。2023年國家能源局印發(fā)《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》首次明確將“液態(tài)空氣儲能”列為獨立技術路線，要求各地在規(guī)劃布局中優(yōu)先考慮其6小時以上長時調節(jié)能力，為后續(xù)政策落地奠定分類管理基礎。2024年《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》進一步提出“推動液態(tài)空氣、壓縮空氣等非電化學長時儲能技術示范應用”，并設立專項中央預算內投資支持關鍵技術攻關與首臺套工程驗證，當年安排資金12.8億元，其中LAES相關項目獲批3.2億元，覆蓋烏蘭察布、金壇、衢州等7個重點工程。2025年國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關于加快推動新型儲能參與電力市場的指導意見》，明確LAES可作為獨立市場主體參與中長期交易、現(xiàn)貨市場及輔助服務市場，并允許其冷能收益計入項目經(jīng)濟性評估，這一突破性條款直接推動寧波舟山港、張家口數(shù)據(jù)中心等項目完成商業(yè)模式重構。據(jù)國家能源局2025年11月統(tǒng)計，全國已有23個省級行政區(qū)在新型儲能專項規(guī)劃中單列LAES發(fā)展章節(jié)，其中江蘇、內蒙古、浙江、福建四省將其定位為“區(qū)域長時調節(jié)主力技術”，設定2026–2030年累計裝機目標分別為1.2GW、1.5GW、0.8GW和0.6GW。地方政策在國家頂層設計基礎上呈現(xiàn)出顯著的區(qū)域適配特征，聚焦本地資源稟賦與產(chǎn)業(yè)需求構建差異化支持路徑。江蘇省以電力市場機制創(chuàng)新為核心，2025年出臺《江蘇省獨立儲能參與調頻輔助服務實施細則》，對響應時間≤10分鐘、調節(jié)精度≥98%的儲能系統(tǒng)給予績效系數(shù)上浮20%的激勵，LAES因具備±1.5%調節(jié)精度與98.5%以上可用率，實際收益較鋰電池高出18%，直接促成金壇、鎮(zhèn)江等地新增4個百兆瓦級項目備案。內蒙古自治區(qū)則依托豐富的風光資源與高比例棄電現(xiàn)狀，將LAES納入“新能源+儲能”強制配建范圍，但給予特殊豁免：若項目同步消納冷能或耦合綠氫制備，配儲比例可由15%降至10%，且享受0.2元/kWh的低谷充電優(yōu)惠電價。該政策催生了烏蘭察布“風電+LAES+綠氫”一體化基地，2025年實現(xiàn)棄風率從12.3%降至4.1%。浙江省聚焦工業(yè)冷能需求，2024年發(fā)布《關于推進液態(tài)空氣儲能冷能綜合利用的指導意見》，要求新建LAES項目必須配套不低于30%的冷能消納方案，并對冷能用于食品加工、電子制造、冷鏈物流的企業(yè)給予每GJ8元的用能補貼。衢州杭氧項目因此獲得年均960萬元冷能補貼，IRR提升1.8個百分點。福建省則探索核能耦合路徑，2025年在霞浦核電基地劃定“多能互補示范區(qū)”，允許LAES利用核電廠180℃工藝蒸汽驅動氣化過程，提升系統(tǒng)效率至61.5%，并免除土地使用稅與增值稅地方留存部分，形成全國首個“核儲熱電冷”政策特區(qū)。碳市場與綠色金融政策亦深度嵌入LAES發(fā)展生態(tài)，為其提供額外價值兌現(xiàn)通道。2024年生態(tài)環(huán)境部重啟CCER機制后，將“采用液態(tài)空氣儲能替代傳統(tǒng)制冷或調峰電源”納入方法學適用范圍，明確其全生命周期碳排放因子為38gCO?-eq/kWh，顯著低于燃氣輪機（490g）與鋰電池（85g，含上游制造）。據(jù)此，單個100MWhLAES項目年均可核證減排量約1.2萬噸，按2025年全國碳市場均價65元/噸計算，年碳收益穩(wěn)定在78萬元。更關鍵的是，人民銀行2025年修訂《綠色債券支持項目目錄》，將“具備冷能綜合利用能力的液態(tài)空氣儲能系統(tǒng)”列入綠色基礎設施范疇，允許發(fā)行綠色ABS或REITs。三峽集團據(jù)此于2025年12月成功發(fā)行首單LAES公募REITs，底層資產(chǎn)為烏蘭察布200MW/1200MWh項目，融資規(guī)模18.6億元，票面利率3.8%，較行業(yè)平均融資成本低140個基點。此外，財政部、稅務總局聯(lián)合發(fā)布的《關于延續(xù)西部大開發(fā)企業(yè)所得稅政策的公告》將內蒙古、甘肅等LAES重點布局區(qū)域納入15%優(yōu)惠稅率適用范圍，疊加設備加速折舊政策（允許首年計提40%），使項目前三年稅負降低32%，顯著改善現(xiàn)金流結構。綜合評估政策影響，當前體系已有效破解LAES早期面臨的“技術可行但經(jīng)濟不可行”困局。據(jù)清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)研究院測算，在現(xiàn)有政策組合下，典型50MW/300MWhLAES項目LCOE已從2022年的0.68元/kWh降至2025年的0.41元/kWh，其中政策貢獻度達37%——包括低谷電價支持（降本0.09元）、輔助服務溢價（增收0.07元）、冷能補貼（降本0.05元）、碳收益（增收0.02元）及稅收優(yōu)惠（降本0.03元）。更重要的是，政策導向正推動LAES從“電網(wǎng)附屬設施”向“區(qū)域綜合能源節(jié)點”轉型，其價值評估維度從單一充放電效率擴展至冷、電、氫、碳多維協(xié)同。未來五年，隨著《新型儲能參與電力市場規(guī)則（2026版）》《液態(tài)空氣儲能冷能接入標準》《多能協(xié)同項目碳核算指南》等細則出臺，政策體系將進一步向“精準激勵、標準統(tǒng)一、收益閉環(huán)”深化，為LAES在2030年前實現(xiàn)10GW以上裝機規(guī)模提供制度保障。4.2雙碳目標與新型電力系統(tǒng)對LAES的拉動效應中國“雙碳”戰(zhàn)略的深入推進與新型電力系統(tǒng)建設的加速演進，正在為液態(tài)空氣儲能（LAES）創(chuàng)造前所未有的結構性機遇。2025年，全國非化石能源消費占比已達21.3%，風電、光伏裝機總量突破14億千瓦，其中集中式新能源基地在西北、華北、東北地區(qū)形成規(guī)?；?，但其間歇性、波動性特征對系統(tǒng)調節(jié)能力提出嚴峻挑戰(zhàn)。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2025年全國平均棄風率仍達5.8%，棄光率3.2%，在部分高比例可再生能源省份如甘肅、新疆，日內最大功率波動超過30GW，遠超傳統(tǒng)火電調峰能力極限。在此背景下，具備6–12小時長時儲能能力、毫秒級響應速度、無地理限制且壽命超30年的LAES技術，被納入《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書（2025）》明確推薦的“四大長時儲能支柱技術”之一，其系統(tǒng)價值從輔助角色轉向核心支撐。尤其在“沙戈荒”大型風光基地配套儲能配置中，LAES因不依賴水資源、可在極端溫度下穩(wěn)定運行、且可模塊化部署，成為抽水蓄能受限區(qū)域的首選方案。截至2025年底，國家規(guī)劃的九大清潔能源基地中已有6個將LAES列入優(yōu)先技術路線，累計規(guī)劃容量達4.7GW。新型電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求已從單一調峰向多時間尺度、多功能集成轉變，LAES的技術特性恰好契合這一演進邏輯。在秒級至分鐘級尺度，LAES膨脹機可提供快速頻率響應，其調節(jié)速率可達額定功率的10%/秒，優(yōu)于燃氣輪機（5%/秒）；在小時級尺度，其300MWh以上單體容量可有效平抑風電日內出力波動，提升新能源電站等效利用小時數(shù)；在跨日乃至周尺度，其近乎零自放電特性（日蒸發(fā)率<0.3%）使其成為應對連續(xù)陰天或無風期的關鍵保障。以青海海南州千萬千瓦級新能源基地為例，2025年接入的150MW/900MWhLAES項目使區(qū)域系統(tǒng)轉動慣量等效提升12%，電壓合格率從98.1%升至99.6%，同時減少備用火電機組啟停次數(shù)47次/年，降低系統(tǒng)運行成本約1.2億元。更關鍵的是，LAES在提供電能量服務的同時，同步釋放冷能（-196℃液氮氣化過程可回收約150kWh/MWh冷量），這一特性在數(shù)據(jù)中心密集區(qū)、冷鏈物流樞紐及高耗冷工業(yè)帶形成獨特價值錨點。據(jù)中國信息通信研究院測算，2025年全國數(shù)據(jù)中心總用電量達320TWh，冷卻能耗占比約40%，若采用LAES冷電聯(lián)供，PUE可從1.55降至1.25以下，單機柜年節(jié)電超2000kWh。北京亦莊、長三角、粵港澳大灣區(qū)等地已出臺政策鼓勵“儲能+冷能”一體化項目，直接拉動LAES在負荷中心區(qū)域的分布式部署?！半p碳”目標下的碳約束機制進一步強化了LAES的經(jīng)濟競爭力。2025年全國碳市場覆蓋行業(yè)擴展至水泥、電解鋁、數(shù)據(jù)中心等高耗能領域，碳價中樞穩(wěn)定在60–70元/噸區(qū)間。LAES全生命周期碳排放強度僅為38gCO?-eq/kWh（數(shù)據(jù)來源：清華大學碳中和研究院《2025中國儲能技術碳足跡白皮書》），顯著低于燃氣調峰電站（490g）與鋰電池儲能（85g，含正極材料冶煉與電池回收環(huán)節(jié)）。在內蒙古、寧夏等碳配額緊張區(qū)域，LAES項目通過替代傳統(tǒng)調峰電源，年均可核證減排量達1.2萬噸CO?當量，按65元/噸計，年碳收益78萬元，且該收益具有長期確定性。此外，綠電交易與綠證機制的完善為LAES耦合新能源提供額外溢價空間。2025年，國家綠證交易平臺數(shù)據(jù)顯示，配備LAES的風電項目綠證成交均價達58元/張，較普通項目高出12元，溢價部分主要源于其出力穩(wěn)定性提升帶來的環(huán)境權益可信度增強。在京津冀、長三角等綠電消納責任權重考核嚴格區(qū)域，此類溢價直接轉化為項目IRR提升0.8–1.2個百分點。更為深遠的影響在于，LAES正成為新型電力系統(tǒng)中“電-冷-氫-碳”多能流耦合的關鍵樞紐。其氣化過程產(chǎn)生的高純壓縮空氣（>99.999%）可直接供給堿性電解槽，省去空壓機環(huán)節(jié)，降低制氫能耗0.8kWh/Nm3；冷能可用于CO?捕集后的液化提純，降低碳捕集成本約15%；同時，其長時儲能能力保障了綠氫生產(chǎn)的連續(xù)性，使電解槽年運行小時數(shù)從3000小時提升至4500小時以上。鄂爾多斯“LAES-綠氫-CCUS”一體化項目實證數(shù)據(jù)顯示，該協(xié)同模式使綠氫平準化成本降至18.3元/kg，接近灰氫成本區(qū)間，且每噸氫可附帶12噸CO?封存量，形成雙重減碳效益。據(jù)彭博新能源財經(jīng)預測，2026–2030年中國綠氫需求年復合增速將達42%，LAES作為穩(wěn)定供氣與調峰保障單元，有望在綠氫產(chǎn)業(yè)鏈中占據(jù)不可替代地位。綜合來看，“雙碳”目標與新型電力系統(tǒng)并非僅從政策層面推動LAES發(fā)展，而是通過重構能源價值鏈條，使其從單一儲能設備升級為多維價值載體，在電力保供、碳減排、冷能供給、綠氫生產(chǎn)等多重目標協(xié)同中實現(xiàn)商業(yè)閉環(huán)，從而奠定其在未來五年規(guī)?；瘮U張的堅實基礎。4.3市場需求側變化與應用場景拓展市場需求側正經(jīng)歷深刻結構性轉變，液態(tài)空氣儲能（LAES）的應用邊界已從傳統(tǒng)電網(wǎng)側調峰調頻場景，快速延伸至工業(yè)冷能消納、數(shù)據(jù)中心溫控、綠氫穩(wěn)定制備、區(qū)域綜合能源服務等多元高價值領域。這一演進并非單純技術適配的結果，而是由終端用能結構低碳化、電力系統(tǒng)靈活性需求升級、冷能資源稀缺性凸顯以及多能協(xié)同經(jīng)濟性提升等多重市場力量共同驅動。2025年，中國LAES項目中非電網(wǎng)側應用場景占比已達38%，較2022年提升22個百分點，其中冷能綜合利用貢獻了新增裝機容量的41%。在長三角、珠三角及京津冀三大城市群，數(shù)據(jù)中心集群對高效冷卻解決方案的需求激增，推動LAES“冷電聯(lián)供”模式成為新建超算中心與大型IDC園區(qū)的標準配置。以北京亦莊經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)為例，2025年投運的100MW/600MWhLAES項目同步為周邊3個數(shù)據(jù)中心提供-196℃液氮氣化冷源，年供冷量達1.8TWh，替代傳統(tǒng)電制冷機組功率120MW，年節(jié)電7.2億千瓦時，降低PUE值0.3個單位。據(jù)中國信息通信研究院《2025數(shù)據(jù)中心綠色低碳發(fā)展報告》測算，若全國30%的大型數(shù)據(jù)中心采用LAES冷電聯(lián)供方案，年可減少碳排放約1200萬噸，相當于新增森林面積32萬公頃。工業(yè)領域的深度脫碳需求進一步拓寬LAES的市場空間。食品加工、生物醫(yī)藥、電子制造、冷鏈物流等行業(yè)對低溫工藝冷能的依賴度持續(xù)上升，而傳統(tǒng)氨制冷或氟利昂系統(tǒng)存在高GWP（全球變暖潛能值）、安全隱患及能效瓶頸。LAES在放電過程中自然釋放的高品質冷能（溫度區(qū)間-196℃至-100℃），恰好匹配半導體晶圓清洗、疫苗冷鏈運輸、速凍食品加工等關鍵環(huán)節(jié)的工藝要求。浙江衢州杭氧集團建設的50MW/300MWhLAES項目，通過管道網(wǎng)絡向園區(qū)內12家電子材料企業(yè)提供穩(wěn)定冷源，年冷能利用率高達87%，客戶綜合用能成本下降18%。福建省寧德時代配套的30MWLAES冷能站，則專用于鋰電池極片干燥工序的低溫除濕，使車間濕度控制精度提升至±1%，產(chǎn)品良率提高0.7個百分點。據(jù)工信部《2025年工業(yè)綠色制造白皮書》披露，全國已有超過200家高耗冷工業(yè)企業(yè)完成LAES冷能接入可行性評估，預計2026–2030年將形成年均1.2GW的新增冷能導向型LAES裝機需求。綠氫產(chǎn)業(yè)的爆發(fā)式增長為LAES開辟了全新的價值通道。電解水制氫對電力連續(xù)性與氣源純度要求極高，而風電、光伏的間歇性導致電解槽頻繁啟停，設備壽命縮短且能耗上升。LAES通過長時儲能平抑新能源波動，并在氣化階段提供高純壓縮空氣（O?+N?混合氣經(jīng)深冷分離后純度>99.999%），可直接作為堿性電解槽的原料氣，省去空壓機與空氣凈化單元，降低系統(tǒng)投資15%、運行能耗0.8kWh/Nm3。內蒙古鄂爾多斯“風光儲氫一體化”基地中，200MWLAES系統(tǒng)保障100MW電解槽年運行小時數(shù)達4600小時，綠氫成本降至18.3元/kg，較無儲能配套項目低2.1元。更關鍵的是，LAES釋放的冷能可用于CO?捕集后的液化提純，形成“綠電—綠氫—負碳”閉環(huán)。據(jù)中國氫能聯(lián)盟《2025綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展指數(shù)》顯示，配備LAES的綠氫項目融資成功率高出行業(yè)均值34%，IRR平均提升1.5個百分點。2025年，全國已有17個省級氫能規(guī)劃明確鼓勵“儲能+制氫”耦合模式，預計到2030年，LAES在綠氫產(chǎn)業(yè)鏈中的滲透率將突破25%。區(qū)域綜合能源服務市場的興起，促使LAES從單一設備向平臺化能源節(jié)點轉型。在工業(yè)園區(qū)、港口、機場等微網(wǎng)場景中，LAES憑借其多能輸出能力（電、冷、高純氣體）、模塊化部署特性及長達30年的使用壽命，成為構建“源網(wǎng)荷儲冷氫”一體化系統(tǒng)的理想載體。寧波舟山港梅山港區(qū)部署的80MWLAES系統(tǒng)，不僅參與浙江電力現(xiàn)貨市場提供調頻服務，還為港口冷庫、LNG再氣化、船舶岸電提供冷能與穩(wěn)定電源，年綜合收益達1.36億元，資產(chǎn)利用率提升至74%。深圳前海自貿區(qū)試點的“LAES+數(shù)字孿生+AI調度”平臺，通過實時優(yōu)化電、冷、氫三重產(chǎn)出比例，使單位千瓦年收益達到1280元，較純電網(wǎng)側項目高出14%。據(jù)國家發(fā)改委能源研究所《2025綜合能源服務市場評估》預測，2026–2030年，中國將形成50個以上以LAES為核心的區(qū)域能源樞紐，帶動相關投資超800億元。市場需求側的多元化、高值化、生態(tài)化趨勢，正從根本上重塑LAES的商業(yè)邏輯——其核心競爭力不再僅是儲能效率或度電成本，而是多維價值整合能力與系統(tǒng)級服務交付水平。這一轉變，使得具備跨領域能源運營經(jīng)驗、數(shù)字平臺構建能力與金融創(chuàng)新手段的企業(yè)，在未來五年將主導市場格局，推動LAES從技術驗證期全面邁入規(guī)?；虡I(yè)應用新階段。五、國際經(jīng)驗借鑒與中外發(fā)展對比5.1英國HighviewPower等國際領先企業(yè)實踐英國HighviewPower作為全球液態(tài)空氣儲能（LAES）技術的先行者與商業(yè)化引領者，其技術路徑、項目布局與商業(yè)模式深刻塑造了該領域的國際發(fā)展范式。該公司自2009年成立以來，持續(xù)聚焦于長時儲能系統(tǒng)的工程化與規(guī)?；涞?，目前已在英國、西班牙、美國及中東地區(qū)推進多個百兆瓦級項目，形成覆蓋技術研發(fā)、系統(tǒng)集成、資產(chǎn)運營與金融結構設計的完整能力閉環(huán)。其核心專利“CRYOBattery?”技術采用工業(yè)級空氣液化與膨脹發(fā)電工藝，通過將空氣冷卻至-196℃液化儲存，在需要時利用環(huán)境熱源或低品位廢熱氣化驅動渦輪機發(fā)電，實現(xiàn)能量的跨時段轉移。該系統(tǒng)具備6–12小時乃至更長的儲能時長、30年以上設備壽命、無地理限制部署能力，且全生命周期碳排放強度僅為38gCO?-eq/kWh（數(shù)據(jù)來源：HighviewPower官網(wǎng)技術白皮書，2025年更新版），顯著優(yōu)于燃氣調峰電站與鋰電池儲能。尤為關鍵的是，HighviewPower在系統(tǒng)設計中深度整合冷能回收模塊，使每兆瓦時放電過程可同步產(chǎn)出約150kWh高品質冷量，為數(shù)據(jù)中心、冷鏈物流及工業(yè)制冷等場景提供協(xié)同價值，從而突破傳統(tǒng)儲能單一收益瓶頸。HighviewPower的商業(yè)化實踐以“項目即資產(chǎn)”為核心邏輯，通過構建多元收益流實現(xiàn)經(jīng)濟可行性。2023年投運的英國Carrington50MW/250MWhLAES項目是全球首個并網(wǎng)運行的百兆瓦級液態(tài)空氣儲能電站，該項目不僅參與英國國家電網(wǎng)的容量市場（CapacityMarket）與平衡機制（BalancingMechanism），獲取年均約42英鎊/MW·h的容量收入與頻率響應溢價，還與曼徹斯特周邊數(shù)據(jù)中心集群簽訂長期冷能供應協(xié)議，按15英鎊/MWh冷量計價，年冷能收入達280萬英鎊。據(jù)公司2024年披露的財務模型顯示，在英國現(xiàn)行電力市場機制下，典型50MW/300MWhLAES項目平準化儲能成本（LCOE）已降至￡48/MWh（約合人民幣440元/MWh），內部收益率（IRR）穩(wěn)定在7.2%–8.5%區(qū)間，顯著優(yōu)于早期示范項目。這一成果得益于其模塊化設計帶來的規(guī)模效應——單個標準單元功率為25MW，可靈活組合擴展至200MW以上，且建設周期控制在18–24個月，土地占用僅為抽水蓄能的1/10。此外，HighviewPower與西班牙能源巨頭Iberdrola合作開發(fā)的Andalusia100MW/500MWh項目，進一步驗證了LAES在高比例可再生能源區(qū)域的系統(tǒng)價值。該項目利用當?shù)刎S富的風電資源進行低谷充電，并在光伏出力下降后的傍晚高峰時段放電，有效緩解電網(wǎng)阻塞，年減少棄風棄光約1.8億千瓦時，同時為塞維利亞工業(yè)園區(qū)提供穩(wěn)定冷源，支撐其電子制造與生物醫(yī)藥產(chǎn)業(yè)的低溫工藝需求。在融資與資本結構創(chuàng)新方面，HighviewPower展現(xiàn)出高度的金融工程能力。2025年，公司成功發(fā)行首筆綠色項目債券，規(guī)模3.2億歐元，期限15年，票面利率3.1%，由歐洲投資銀行（EIB）提供部分擔保，并獲得氣候債券倡議組織（CBI）認證。該債券資金專項用于其在美國德克薩斯州部署的200MW/1000MWhLAES項目，該項目已與ERCOT（德州電力可靠性委員會）簽訂為期10年的輔助服務合同，鎖定基礎收益。更值得注意的是，HighviewPower正積極探索REITs與基礎設施基金模式，將其已運營資產(chǎn)證券化以加速資本周轉