换个方法储能！全球还在抢锂矿，中国用二氧化碳把戈壁变成充电宝

全球还在抢锂矿，中国已经在戈壁滩上试另一条路。

新疆木垒，一座百兆瓦级储能电站刚刚完成首次并网。不用锂电池，而是用二氧化碳存电。

不过，并网只是开始。

问题在于，这套系统能不能长期稳定运行？成本能不能降下来？而它又能不能从戈壁滩复制到更多地方？

储能不只有锂电，供应链也能换一套

想要读懂二氧化碳储能，先要认清锂电池储能的供应链现实。

中电联统计数据显示，截至2025年底，我国累计投运锂离子电池储能项目总能量达到270GWh，占全部电化学储能总规模的97.75%。

其中磷酸铁锂体系占锂离子电池储能项目的绝大部分，锂电池依旧是储能市场的绝对主力。

锂电池的资源约束，需要放到具体的电池化学类型中看。

磷酸铁锂正极材料不使用钴、镍，最主要的资源压力集中在锂矿以及电池级原料供给。

我国镍、钴对外依存度分别高达91%、96%，进口来源高度集中，镍矿主要来自印尼，钴矿高度依赖刚果（金）。

这反映出中国广义电池产业链的资源供应风险，包括三元动力电池和消费类电池。

而对磷酸铁锂储能而言，锂资源才是最核心的约束变量，矿产供给、材料加工以及价格波动，都会影响储能产能扩张速度。

五矿证券基于USGS等数据测算，2025年中国锂矿端对外依存度约为72.53%。这意味着，尽管中国拥有锂盐加工和电池制造优势，上游锂矿供应仍受到海外资源的影响。

行业也在探索两种替代方案，用来缓解锂电的资源瓶颈，分别是钠离子电池与动力电池回收。

截至2026年7月，国内已有34家企业，在20个省份布局45个钠离子电芯生产基地，规划总产能293.7GWh，其中已投运产能25.2GWh。

但钠离子电池的能量密度、循环寿命还处在持续迭代阶段，规划产能需要完成投产、产能爬坡与市场验证之后，才能转化成有效供给。

电池回收同样存在短板，国内关键矿产循环再利用比例约35%，明显低于欧美日60%以上的水平，退役电池的拆解与再生体系还没有完全跑通。

所以二氧化碳储能，就是在这样的背景下给出一套全新的储能系统。

这技术把二氧化碳作为密闭循环工质，依靠压缩、液化、储存、膨胀发电完成能量转换，工质在系统内部循环往复，正常工况下不作为燃料消耗。

现在国内开始形成二氧化碳回收与提纯的产业基础。

包头50万吨级碳捕集项目进入试生产阶段，湛江金宏气体10万吨级回收项目已完成首批产品发运。

这些项目都为储能系统的初始充装和后续补充工质提供了潜在的供给来源。

碳捕集项目为二氧化碳储能提供介质，二氧化碳储能又为碳捕集产物提供资源化利用路径，两条产业链的协同，是中国在二氧化碳利用领域独有的产业基础。

意大利做模块化，中国做大型工程

同样布局二氧化碳储能，意大利Energy Dome与中国木垒项目，选择了两种截然不同的产业化方向。

意大利Energy Dome走标准化、模块化路线。在2025年投运的20MW/200MWh商业化项目，采用柔性充气穹顶结构，建设周期短，选址限制少。

企业整合市面上成熟压缩机、涡轮机械设备，做标准化成套设计，把复杂工程工作前置到工厂预制，以此实现快速复制落地。

依托标准化设计和工厂化制造，Energy Dome正在推进海外项目交付。

印度NTPC Kudgi项目的穹顶已完成生产并发运，爱尔兰23MW/200MWh项目则已签订商业协议，计划于2028年投运。

企业立足欧洲本土供应链持续降本，按照创始人的公开说法，目标将系统资本开支从200欧元/kWh下降至120欧元/kWh，主打轻量化、快速部署的差异化优势。

国内木垒项目则选择了大型化、完全国产化、重工程化的方向。

项目2024年9月开工建设，2026年9月完成首次并网，装机规模100MW/1000MWh，配套多组储气、储液、储热单元，总占地848亩。这是国内首个并网的百兆瓦级压缩二氧化碳储能电站。

从压缩机、透平到储液单元等核心设备，木垒项目实现了国产化。这表明国内制造体系已经能够支撑百兆瓦级二氧化碳储能工程的核心装备需求。

公开披露的参数显示，二氧化碳透平效率可达90%以上，设计效率指标超过92%。系统设计寿命不低于30年，设计频繁启停次数不低于2万次，从启机到满负荷输出约20分钟。

这些均为设计指标，实际运行表现需在并网后持续验证。

两条路线各有所长，Energy Dome依靠工厂标准化量产，实现轻量化快速部署，木垒项目依托全套国产化装备与大型系统集成实力，适配国内超大规模新能源基地的配套需求。

从工程进度看，Energy Dome当前商业化项目规模为20MW/200MWh，木垒项目规模为100MW/1000MWh，在全球二氧化碳储能领域，百兆瓦级并网目前只有木垒项目完成。

二氧化碳储能的竞争，已经从基础原理延伸到产品设计、装备制造和工程交付。

技术性能决定系统能做到什么程度，产业组织方式则影响它能以多大规模、什么成本和多快速度进入市场。

戈壁电站成功并网，真正大考才刚刚开启

木垒项目地处新疆“沙戈荒”大型风光基地核心地带，配套60万千瓦风电、40万千瓦光伏。这个选址是对应用场景的适配。

西北新能源出力具备鲜明时段特征。夜间风电、正午光伏迎来发电高峰，容易造成电网电力过剩，用电负荷高峰期，又会出现供电缺口。

这种时段错配，需要储能系统在低谷时段吸收富余电力、在高峰时段释放。对沙戈荒基地来说，长时储能承担的是跨时段转移电量的任务。

木垒项目的储能侧配置3台73MW压缩机，充电功率合计219MW，设计储能时长约7.3小时，释能侧配置1台100MW透平，设计发电时长10小时。

两侧功率不对称是压缩气体储能的常规设计，充电侧功率更大以快速吸收风光富余电力，发电侧平稳输出以适配负荷高峰。

项目全容量投运后，预计每年可在电网低谷时储存2.9亿千瓦时绿电，在高峰时段释放1.8亿千瓦时电力，每年节约标准煤约5万吨、减少二氧化碳排放约17万吨。

对比来看，抽水蓄能受制于水源与地形高差，建设周期通常6到8年，传统压缩空气储能高度依赖盐穴或地下岩洞，西北地区缺乏这类地质条件，而二氧化碳地面储能不受地质、水源条件束缚，可以就近布局在风光大基地周边。

木垒这类地面式方案扩大了储能电站的选址空间，把项目建设对特定地形和地下储气空间的依赖，转向地面装备布置、系统集成与长期运维能力。

目前全国千万千瓦级新能源大基地规划规模达到130GW，催生出体量庞大的长时储能需求，为二氧化碳储能打开应用空间。

并网投产是工程验证的第一步，技术成熟还需要更多运行数据。

已经可以确认的是，地面设施完成建设、系统压缩至发电全流程贯通、首次并网成功。

仍需运行数据支撑的是，冬季低温下的实际性能、长期循环效率、设备可用率、维护成本和全生命周期可靠性。

这些高效率、长寿命、高稳定性指标，将在后续实际运行中逐步兑现。完成真实工况下的长期检验后，这套工程标准就可以在更多场景复制推广。

从能够建出来到赚得到钱，还有多远

一项储能技术能不能走完产业化，最终要看商业回报能不能跑通。

2026年1月，国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，各地可以根据具体条件实施。叠加峰谷价差与辅助服务收入，独立储能开始拥有更多元的收益来源。

甘肃自2026年起对符合条件的电网侧独立新型储能实施发电侧可靠容量补偿，标准暂定为330元/（千瓦·年）。

按100MW申报容量乘算，名义金额为3300万元/年，但实际收入还要根据可靠容量、容量供需系数及运行考核规则折算。

实际收益需结合项目可用率和地方考核规则确定。但这项政策本身改善了长时储能项目的现金流预期。

国内储能市场也在走向长时化。截至2025年底，4小时及以上储能累计投运总功率占比28.42%、同比增长12个百分点，总能量占比45.36%、同比增长15个百分点。

市场对可调度、跨周期储能产品的需求持续走高，这为二氧化碳储能提供了应用空间。

中外商业化做法有着明显差异，海外项目主打标准化“即插即用”，凭借快速交付、简易部署匹配企业、电网采购需求，而国内二氧化碳储能，已经形成高校源头研发、企业技术转化、大型装备制造、工程总包交付的完整链条。

这条链条的起点在西安交通大学。气液互转二氧化碳储能理论源头来自该校团队，百穰新能源完成德阳验证项目和芜湖商用系统，东方电气作为EPC总承包方承接木垒百兆瓦级工程落地。

二氧化碳储能正在进入降本周期，现阶段仍处在工程放大与经济性验证阶段。

一项针对100MW/600MWh系统的学术研究，测算其平准化存储成本为0.8081元/kWh，循环效率为70.06%，动态回收期为8.46年。

这个结果反映的是特定方案的理论经济性，木垒项目的实际成本需要在实际运行中测算。后续降本，将取决于核心设备批量制造、系统效率提升和运维支出控制。

木垒项目成功并网，证明了中国具备大型二氧化碳储能系统的工程实现能力，但产业还有两道考题有待作答，先是长时间工况下的稳定运行能力，再是全生命周期的商业盈利能力。

现在工程交付已经完成，长期运维正在展开，投资回报正在成型。

中国戈壁滩上的这座二氧化碳储能电站，正在为全球长时储能市场提供一条不依赖锂等关键电池矿产的新选择。