液态空气储能

电网里有多余电力时，能不能先把普通空气变成低温液体，等需要时再让它推动发电机？液态空气储能（Liquid Air Energy Storage，LAES）就是以这条物理链路储存电能的机械储能技术。它不把空气当作燃料：充电时用电驱动制冷与压缩，放电时把液态空气重新气化、加热并膨胀发电。完整循环会有能量损耗，工程价值要看具体设备、热冷管理、运行工况和电力系统需求，不能只凭“空气”或“低温”推断效率与成本。

LAES 的基本循环有三个环节：用电把空气液化、把液态空气保存在隔热低压储罐中、再把液体加压并气化后送入膨胀机。美国能源部将它归为低温储能，也称 cryogenic energy storage，并指出液态空气可通过环境空气或工业余热换热气化，快速再气化后的气流驱动涡轮发电。DOE《Electric Energy Storage》技术评估概述了这一原理。

可把它理解为“电—低温液体—电”的可逆能量转换，而不是像燃料那样凭空增加能量。液化阶段需要压缩、制冷和空气净化等设备；放电阶段则需要泵、换热器、膨胀机和发电机。系统最终能送回电网多少电，取决于它把压缩热和低温冷量如何处理，以及辅机耗电、设备配置和现场热源等条件。不同项目的边界、运行策略和测量口径不尽相同，因此不宜把单一厂商或单个示范项目的描述直接套用为所有 LAES 的通用性能数字。

充电开始于吸入环境空气。工程系统通常先过滤、干燥并去除二氧化碳等成分，避免水分或二氧化碳在深冷环节结冰、堵塞流道。随后，压缩机提高空气压力，级间冷却器带走压缩产生的热量；空气继续经过制冷、膨胀或其他低温过程，降至能够液化的温度。

空气被压缩时会升温。这部分热量若简单排散，之后放电时就可能需要补充热量；若系统具备热储存或热集成设备，则可以回收一部分供放电循环再利用。制冷过程也产生低温冷量，合适设计能够保留或转移一部分冷量，之后在液化阶段辅助降温。美国能源部的储能技术综述把压缩热与膨胀冷量的回收列为影响 LAES 循环效率的关键集成思路，并示意了压缩、制冷、储罐、蒸发和膨胀等子系统。DOE《Electricity Storage Technologies Report》

液化空气进入储存环节后，储罐并不需要像地下压缩空气储能那样依赖特定地质洞穴。它通常储存在低压、隔热的容器中；这让系统的选址方式与地下洞穴型压缩空气储能不同，但并不意味着项目可以忽略占地、低温保冷、设备布置、并网条件或安全规范。罐体、制冷压缩机及其配套系统都需要按当地场地和运行要求设计。

需要向电网供电时，泵先将低温液态空气加压。随后液体通过换热器吸收热量，沸腾并升温，形成高压气体。热源可以来自环境空气、工业余热或专门的热储存单元，具体组合取决于系统设计。膨胀机将气体的压力能和热力学能转为轴功，再由发电机输出电力。DOE 的技术评估也概述了以环境或工业余热换热、快速气化并驱动涡轮的放电路线。

放电并非把冷液体直接倒进发电机，而是经过泵送、汽化、升温和膨胀等连续过程。换热器的温差、储罐压力、涡轮工况、热源可用性和辅机负荷都会影响实际输出。若系统采用热储存，充电时保存的热可在放电时回送；若现场有合适的余热资源，也可能与之耦合。反过来，热源条件、冷热储存容量或负荷曲线不匹配，也会限制实际效益。因此，介绍 LAES 项目时应把额定功率、可持续放电时长、充电功率和循环效率分开看，避免把其中一项误写成另一项。

LAES 可以把充电与放电安排在不同时间，适用于把电力从一个时段转移到另一个时段；它能否提供频率、电压等辅助服务，还要看设备控制、并网设计和市场规则，不能仅凭储能原理推定每个项目都具备相同能力。它储存的是有限容量的电能，放完后还需重新充电。因而它可以补充电网灵活性，却不是持续的发电燃料，也不能据此笼统宣称可替代化石电源。

LAES 的一个设计重点，是让充电时产生的热、放电时产生的冷尽可能在系统内得到利用。压缩空气会带来高温热量；若把热量储存在热介质中，之后放电时可能用于加热气化后的空气。相应地，液态空气气化或膨胀时带来的冷量可以通过冷储存介质回收，为后续液化过程提供预冷。热储存、冷储存、换热器、压缩机和膨胀机之间的匹配，决定了循环中有多少能量被回收，又有多少在散热、压降与辅机运行中损失。

这也解释了为什么“LAES 的效率”不能脱离系统边界单独讨论。比较时需要说明计量点是交流侧还是设备端，是否计入空气处理、热储存、冷储存、泵和厂用电，循环起止状态如何定义，以及现场外部热源或冷源是否纳入。若用了外部热源，报告中还要交代热量的来源和计算方法，否则把外来热输入忽略，可能使充放电表现看起来与实际边界不一致。DOE 的储能成本与性能评估展示了 LAES 充电、储存、放电单元的系统示意，也强调成本与性能评估需落到具体配置和假设，而非一个抽象装置名称。DOE《2022 年电网储能技术成本与性能评估》

LNG 接收站可能提供值得评估的低温冷源：天然气在接收站气化时释放的冷量，理论上可以与空气液化过程热集成。但可用冷量、温度级别、供需时序、安全隔离、换热设备以及对原有流程的影响都需要工程验证。日本廿日市项目的运营方说明，项目目标之一是验证 LNG 冷热相互利用的效率改善和节能效果；这说明它是项目验证内容，不等于其往返效率已由独立机构确认，也不代表所有液空储能设施都必须依赖 LNG。

日本的廿日市液态空气储能电站由住友重机械工业与广岛燃气合作，设置在廿日市 LNG 终端内。双方在 2025 年 12 月 12 日发布的公告称，设施于 2025 年 12 月 1 日开始商业运行，额定规模为 5 MW、储能时长 4 小时，充电功率为 4 MW；公告还把利用 LNG 冷热、验证效率改善与节能效果列为示范目的。住友重机械工业与广岛燃气公告提供的是运营方对项目启动、规格和验证目标的陈述，不是独立的效率测试报告。因而应区分“开始运行”和“性能已经由第三方验证”。

英国方面，Highview 的项目页面称，曼彻斯特 Carrington 设施正在建设中，项目规划为 300 MWh 储能、50 MW 输出、持续 6 小时。Highview 项目页面可用于核对其项目状态和规划规格。英国能源安全与净零部 2026 年 7 月更新的《Clean Flexibility Roadmap》仍将 Carrington 描述为计划在 2026 年上线的商业规模项目，并给出 300 MWh、50 MW 持续 6 小时的规格。英国政府路线图中的“计划”是时间表陈述，不应改写成设施已经投入运行。Highview 2026 年 1 月的 项目 FAQ曾把 Carrington 的上线时间列为 2026 年、完工时间列为 2027 年，这是公司当时的目标时间表；截至其现行项目页面，设施仍标为建设中，因此不能把时间表写成已投运结果。该路线图还回顾了 Highview 于 2018 年在大曼彻斯特附近启动的 5 MW 示范项目：它运行两年并提供过电网灵活性服务；这是过去的示范经历，不是一个当前仍在运行的装置。

这些例子呈现了不同阶段：实验、示范、商业示范和规划中的大型设施，不能混为一谈。看项目时要核对发布日期、运营状态和数据发布者，并将“建设中”“已启动”“实现额定连续运行”“公开测试结果”等表述分开。设备规模也要拆成 MW 功率与 MWh 电量：功率说明某个时刻可输出多大，能量和时长说明可持续多久；比如 50 MW × 6 小时对应 300 MWh 的规划关系，并不单独证明它能以此工况全年持续运行。

LAES 与压缩空气储能（CAES）都涉及空气和压缩，但储存介质与工程路径不同。LAES 用电将空气进一步冷却液化，在地上隔热低压储罐中保存；CAES 则以压缩气体形式储存空气，具体方案可能依赖地下盐穴、矿洞、压力容器或其他储气空间。地理与设备条件因技术和项目而异，不能仅按名称认定一种一定更便宜或更容易部署。DOE 的技术评估将 LAES 描述为与 CAES 类似但液化并以罐储方式保存的技术，也指出二者的实现方式并不相同。

它也不同于液态二氧化碳储能：后者使用二氧化碳工质，而 LAES 主要使用经过处理的空气混合物；不同工质意味着设备流程、储存状态和工程边界都不一样。铁空气电池靠铁的氧化还原反应储存和释放电能，是电化学路线；电解水则把电能转化为氢等化学能，后续还需储运并通过燃料电池、燃烧或工业用途回收价值。LAES 的核心仍是压缩、低温液化、保冷、泵送、换热和膨胀的机械—热力学循环。

因此，判断一套 LAES 是否适合某个电网或工业园区，应先问清楚要解决什么问题：需要几小时的移峰，还是更长时间的能源调度；现场是否有可用余热或低温冷源；可接入的电网功率、场地和水资源条件是什么；项目数据有没有经过独立核验；建造、维护和退役要求如何。这些问题决定了它与电池、抽水蓄能、压缩空气、氢能等方案的比较边界。LAES 提供的是一种可储存、可调度的电力转换路径；最终价值仍要由透明的项目数据、系统成本和电网需求来检验。