全球最大液态空气 “充电宝” 并网60 兆瓦 / 600 兆瓦时，满功率可连续放电 10 小时

我会先联网核实这条液态空气储能并网的消息，再按你要求的固定格式成稿。

初步核实已经完成。我再抓取几篇原文，补齐技术原理、储能容量、时长等关键数据。

我再核实外媒报道中的年供能数据，避免不同来源的数据冲突。

我已核对完毕，关键信息在新华网、青海省政府网、人民网、海西州政府网及 ESS News、Global Times 等信源上一致。以下是成稿。

2026 年 10 月 30 日，位于青海省海西州格尔木市的 60 兆瓦液态空气储能国家示范项目成功并网发电，成为目前全球已并网项目中规模最大的液态空气储能电站。它的储能容量为 600 兆瓦时，满功率出力下可连续放电 10 小时；设备国产化率 100%，核心装备实现自主可控。项目由中国绿发投资集团投资建设，与中科院理化技术研究所合作开发，2023 年 7 月开工，是国家能源局新型储能试点示范项目，也入选了能源领域首台（套）重大技术装备名单。按投资方给出的测算，它每天可消纳约 60 万千瓦时富余绿电，一年向电网供电约 1.8 亿千瓦时，大致相当于 3 万户家庭的年用电量。

为什么这件事值得单独拎出来说

储能不缺技术，缺的是 “又大又久又便宜又不受地形限制” 的那一档。这个项目之所以被反复提起，原因集中在四点：

时长够长。 满功率 10 小时，属于典型的 “长时储能”，可以跨过晚高峰，也可以扛住连续几个小时的弱风弱光。
选址不挑地方。 抽水蓄能要有落差和水库，传统压缩空气储能要找盐穴、废矿硐，液态空气只靠绝热低温储罐，戈壁、荒漠、工业园区都能放。
不依赖锂钴镍。 工质就是空气，没有电化学衰减问题，也没有热失控风险，寿命按设备寿命算，不按循环次数算。
能给电网 “垫底”。 旋转机械在发电时可以提供转动惯量支撑，这是纯电力电子型储能较难直接提供的。

放到青海看就更顺：柴达木盆地风光资源集中，弃风弃光的消纳压力一直存在，把 “存不下” 的电就地液化存起来，比远距离送出去更划算。

它是怎么把电 “冻” 起来，再放出来的

整套流程可以拆成六步，本质是把电能转成 “冷能 + 热能” 分别存起来，需要时再合流发电：

吃进低谷电。 电网负荷低、电价便宜时，用电驱动三级离心压缩机。
把空气压到约 7 兆帕。 净化后的空气先脱除水、二氧化碳等杂质，避免深冷系统结冰堵塞，再被压缩成高压高温空气。
把压缩热带走存起来。 级间换热器用循环水吸收压缩热，变成约 195℃的热水，存进高压球罐。这一步是关键，热量不白扔，后面发电要靠它。
降到 - 194℃变成液态。 高压空气经过多级冷却，在冷箱里液化，进入常压绝热低温储罐。体积大幅缩小，常压下就能存。
高峰时反向走一遍。 液态空气加压、进入冷箱被蓄冷介质加热气化，同时用球罐里的热水再加热，形成高压高温空气。
膨胀做功、升压上网。 高压高温空气在膨胀机里膨胀做功，带动发电机发电，升压后送入电网；气化过程回收的冷能再存起来，留给下一个充放循环。

一句话概括：低谷电把空气变成液态，高峰时再让它变回气态去推涡轮机，中间的热和冷都不浪费。

关键参数一览

项目	数据
额定功率	60 兆瓦
储能容量	600 兆瓦时
满功率连续放电	10 小时
液化温度	约 - 194℃
压缩压力	约 7 兆帕（三级离心压缩）
蓄热介质	约 195℃热水，存于高压球罐
设备国产化率	100%
日消纳富余绿电	约 60 万千瓦时
年供电量	约 1.8 亿千瓦时（约 3 万户家庭年用电）
开工 / 并网	2023 年 7 月 / 2026 年 10 月 30 日
地点	青海省海西州格尔木市（柴达木盆地）

和锂电、抽水蓄能放一起看，位置在哪

维度	液态空气储能	锂离子电池	抽水蓄能
典型放电时长	数小时到十小时级	多数在 2 小时上下，可叠加扩容	可达数小时至十小时以上
选址要求	低，靠储罐，不依赖地质	低	高，需要落差与水源
寿命与衰减	按机械与储罐寿命计，无明显电化学衰减	存在循环衰减	长
响应速度	毫秒级到秒级爬坡，但满载启动需流程配合	毫秒级，最快	秒级
主要短板	液化环节耗电，整体效率偏低；单位造价仍待规模化摊薄	长时场景度电成本高，存在安全与热管理要求	建设周期长，受地形与生态约束

需要说明的是，本次公开报道并未披露该项目的转换效率、单位千瓦造价和可用率，这几项恰恰是判断液态空气储能能否大范围复制的核心指标，后续要看实际运行数据。

落到工程上，难点其实在 “配套”

首台（套）装备。 一级离心压缩机为全球规模最大的水平剖分式离心压缩机，液体膨胀机单台流量为全球最大，核心设备全部国产化。
空气纯化。 深冷系统最怕水汽和二氧化碳结冰，纯化装置要保证长周期稳定运行。
多系统协同。 压缩机控制、膨胀机控制、工艺控制、安全仪表、可燃有毒气体检测被打通，实现 “压缩 — 液化 — 存储 — 发电” 全流程精准控制和冷、热、电、气多能流协调调度。
并网侧改造。 国网青海海西供电公司延伸扩建输电线路、改造配电线路，把部分常规变电站升级为智能变电站，才满足新能源准入、检测、验收和运行的技术标准。

结论：它验证了什么，还留着什么问题

已经验证的是 “万千瓦级系统工程可靠” 这件事本身：从百千瓦级实验装置走到 60 兆瓦并网电站，整条产业链在国内闭合，长时储能体系里 “大规模、长时” 这一环补上了实物样本。

还没验证的是经济性。液化过程本身耗电，系统整体效率低于锂电；储罐做大之后的占地、保温与运维成本，也只有在长周期运行中才会显形。所以更稳妥的判断是：这是一座把技术路线跑通的示范电站，而不是已经算出账的商业模式。真正决定它能不能铺开的，是接下来一两年的实际循环效率、可用率和度电成本。

【相关 FAQ】

问题 1：这次并网的 “全球最大液态空气储能” 项目规模到底有多大？

回答 1：这座全球最大的液态空气储能电站额定功率 60 兆瓦，储能容量 600 兆瓦时，满功率可以连续放电 10 小时。它于 2026 年 10 月 30 日在青海格尔木并网发电，设备国产化率 100%，是目前全球已并网液态空气储能项目中功率和容量都排第一的 “充电宝”。

问题 2：这个液态空气 “充电宝” 是怎么充电、怎么放电的？

回答 2：充电时，这个液态空气储能 “充电宝” 用电网低谷电驱动压缩机，把净化空气压到约 7 兆帕，压缩热存成约 195℃热水，空气再冷却到约 - 194℃液化成液态空气存进低温储罐。放电时，液态空气加压、气化、用热水加热，变成高压高温空气推动膨胀机做功发电，升压后并网。冷能和热能都回收复用，这是它能长时间放电的关键。

问题 3：为什么说液态空气储能适合长时储能，和锂电池比差在哪？

回答 3：液态空气储能的最大优势是时长和规模可以做得很大，这个 60 兆瓦项目一次能连续放电 10 小时，而多数锂电储能按 2 小时配置。它不依赖地质条件、没有电化学衰减、也没有热失控风险，适合在戈壁荒漠做 “充电宝” 式的大容量长时调节。短板是液化环节耗电、整体效率偏低，单位造价还要靠规模化摊薄；锂电则在响应速度和短时高频调节上更强。

问题 4：这个全球最大液态空气储能项目并网发电，对电网和普通人有什么用？

回答 4：最直接的作用是让风电光伏 “存得住”。这个液态空气储能 “充电宝” 每天能消纳约 60 万千瓦时富余绿电，一年供电约 1.8 亿千瓦时，相当于 3 万户家庭的年用电量。对电网来说，它并网后可以削峰填谷、调频调压，还能提供转动惯量支撑，减少新能源高占比下的波动冲击。

问题 5：全球最大液态空气储能项目为什么建在青海格尔木？

回答 5：因为这里同时具备资源和场地两个条件。格尔木所在的柴达木盆地风光资源集中，弃风弃光消纳压力大，适合把富余电力就地液化存储；同时戈壁荒漠土地成本低、地势平坦，液态空气储能不依赖地质条件，储罐布置灵活，正好绕开抽水蓄能对地形和水源的硬要求，所以这个 “充电宝” 并网选择落在海西州。

问题 6：设备国产化率 100% 对液态空气储能意味着什么？

回答 6：意味着这条技术路线不再受制于进口装备。这个全球最大液态空气储能项目的一级离心压缩机、液体膨胀机、深冷换热器等核心设备都由国内研制，其中压缩机和膨胀机还是全球规模最大、单台流量最大的型号。国产化率 100% 让 “充电宝” 式电站并网后的扩容、备件和运维都更可控，也为后续复制推广降了门槛。

【参考资料】

[2026-11-09]（全球最大液态空气 “充电宝” 并网发电）新华网
[2026-11-09]（全球最大液态空气 “充电宝” 并网发电）中国经济网（来源：科技日报）
[2026-11-09]（China Connects World's Largest Liquid Air Energy Storage Plant）Climate Solutions News
[2026-11-06]（China connected 60 MW/600 MWh liquid-air storage facility in Qinghai）ESS News
[2026-11-06]（全球最大规模 60 兆瓦液态空气储能国家示范项目在格尔木成功并网发电）海西州人民政府网
[2026-11-04]（全球最大规模 60MW 液态空气储能国家示范项目成功并网发电）青海省人民政府网（来源：青海日报）
[2026-11-03]（全球最大液态空气储能示范项目在青海海西并网发电）青海省人民政府网
[2026-11-02]（国产化率 100%！全球最大规模 60MW 液态空气储能项目并网发电）人民网青海频道
[2026-10-31]（World's largest liquid air energy storage project, with 60-MW capacity, connects to grid in NW China's Qinghai）Global Times

【免责声明】

本文基于公开报道整理，项目参数、年供电量、户数折算等数据均引自上述媒体与政府网站，未经项目方独立复核；转换效率、单位造价、可用率等未公开披露的指标不在本文结论范围内。文中对比分析为技术路线层面的定性讨论，不构成投资建议或设备选型依据。项目后续运行数据若有更新，以官方发布为准。

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