储能技术

当前，全球气候变化对国际能源形势产生了重要影响。可再生能源异军突起，高效、清洁、低碳已经成为世界新能源发展的主流方向。但风能、太阳能发电的间歇性和不可控是影响可再生能源发展的制约因素，我国风电今年仍有15～20%的弃风率。在解决可再生能源并网难的问题中，储能产业在市场中获得了发展的重要契机。例如，美国加利福尼亚州AB2514法案要求加州公共电力委员会(CPUC)从2012年3月1号开始着手确定由投资者拥有(IOU)的电力公司在2015年和2020年的电网储能目标。这项立法同时要求CPUC在2013年10月1号前接受所确定的储能目标。国有的电力公司也有相同的要求。根据这项法案确定了130万千瓦储能电站的目标。现在媒体上你可以看到：“储能时代即将来临!你准备好了吗?”，“储能：真正影响未来能源大格局的前沿技术”这一类大标题的文章。

无论是项目数量还是装机规模，美国与日本仍然是最主要的储能示范应用国家，分别占40%和39%的全球装机容量份额。美国是储能发展较早的国家，目前拥有全球近半的示范项目，并且出现了若干已实现商业应用的储能项目。美国在锂离子电池制造及系统集成方面应用较多。同时配以大规模的资金支持。而日本在钠硫电池、液流电池和改性铅酸电池储能技术方面处于国际领先水平。2011年福岛核电站事故后，日本推动户用储能作为产业扶持的重点。2012年4月出台家庭储能系统补助金。在这项的支持下，2013年，越来越多的储能系统获得补助并投放市场。

欧盟电网计划(EEGI)近期发布了《欧洲储能创新图谱》报告，对欧洲14个国家储能研究、开发与示范项目进行了统计分析。在过去5年，这些国家公共投资和受到欧盟委员会直接资助的项目总数达到391个，总投资额9.86亿欧元。德国在推动储能产业方面的动作较大，2013年和2014年2年共计划投资5000万欧元，对新购买储能系统的用户直接进行补贴，目前已有30MW的项目获得补贴。由于这一储能补贴计划的出台，德国在未来5年的储能装机容量有望达到2GW˙h。

“巨大的太阳能产量显示了德国将来需要更多的太阳能储能电池，目前已经有超过140万个光伏装置生产过多的电量，尤其是在中午阳光集中的时期。”德国联邦外贸与投资署的储能专家Tobias Rothacher认为，“每一个在德国新安装的光伏装置，将推动储能电池的需求，太阳能储能电池的价格在今后几年中会大幅下降，这表明，储电池不仅数量增加是必须的，而其价格上将变得更有吸引力。”

根据欧洲市场调研机构EuPD的预测，德国对太阳能储蓄电池系统销售数量将从2013年的6000个上升为2018年的10万个以上，德国太阳能储蓄电池市场今后三年将会爆长。澳大利亚矿业发达，许多工矿区是电网，柴油发电比例大，矿区、公共事业、家庭储能及分布式能源市场已开始全面布局，预计2030年有望达到3000MW规模。马来西亚、印尼等东南亚国家已成为微电网的新兴市场。这些地区海岛众多，无电人口比例大，鉴于岛屿的地理因素和经济状况，微电网成为最佳的解决方式。

到2013年12月底，我国累计运行、在建及规划的储能项目总量近60余个，装机规模超过80MW，包括张北国家风光储输电站示范工程、宝清储能电站示范工程、宁夏吴忠太阳

山风光储项目、辽宁卧牛石风电场全钒液流储能电站项目等。其中，分布式发电及微网型储能项目占的比重较大，如东福山岛风光储柴项目、南麂岛微网项目、阿里光伏储能项目、青海玉树分布式光水蓄互补系统、三沙光伏智能微电网项目等。这些示范项目的实施既有中国产业鼓励的因素，更主要是新能源发展，对电网稳定的市场需求推动企业不得不建设储能装置。但我国目前还缺乏系统的鼓励储能发展的体系，主要靠企业自发建设，价格也不明朗，我国的储能产业面临技术、应用和市场机制的三重挑战。

我参加美国最大电力公司AES公司的董事会，发现他们在新建电厂时十分重视配套建设储能电厂。在智利建设一座20万千瓦火电厂要配套建设2万千瓦储能电站，而储能电站投资往往高昂，我询问为什么要投储能电站时?他们回答智利矿山用电需要稳定。该公司参与加州燃气轮机电站竞标，条件之一就是要配套建设10万千瓦左右的储能电站。而我国电力企业在投资风电、太阳能发电时，目前还很少主动去考虑建设储能电站。

我国现阶段四个与新能源相关的重要领域，分布式发电与微网、辅助服务、用户侧需求响应和电动汽车并网系统开始涌现储能的商机与经济性。储能产业在我国还处于发展的初期阶段，随着可再生能源的快速发展，国内储能市场潜力巨大，一旦起步，中国将成为全球最大储能市场。虽然现阶段还没有与储能相关的体系和价格机制，但储能是一个新兴产业，已越来越受到能源部门和科技部门的关注和支持，应用示范的财政补贴也在逐步推进中。

截至2013年底，中国已运行的储能项目装机规模达51.5MW，较2012年增长了39%。快速增长涉及可再生能源并网、分布式发电及微网、电动汽车等多个方面。特别是分布式发电及微网领域，无电人口用电问题的解决、海岛可持续能源体系搭建、分布式光伏的启动，都为储能开启了大量商机，中国储能应用市场潜力巨大。

2013年底，全球共有40个风电储能项目(含运行、在建及规划中项目)，装机量约241MW，3/2的项目分布在欧美国家。其中美国的风电场储能装机规模占比最大;欧洲电池储能技术在风电场中的应用处于初级阶段;中国逐渐开始开展风电场储能示范项目。锂离子电池、先进铅酸电池、液流电池和钠硫电池是风电场储能中应用最多的四种技术，在项目数量、装机容量方面，份额都超过了80%。

分布式发电及微网日益成为能源领域的应用热点之一，按照国家能源规划，到2020年，分布式发电的装机容量将达到2.1亿千瓦，占全国总装机的11%，而储能将是分布式发电微网的关键支撑技术。储能在分布式发电及微网中主要起到稳定系统输出、起到备用电源作用以及提高分布式发电系统调度灵活性。分布式发电及微网项目主要应用于社区、工业、商业、用户、偏远地区、军用等领域。其中，社区类的项目数量是最多的，占所有项目数量的50%，主要分布在美国和日本。其次是海岛和偏远地区类储能项目，分别占总项目数量的12%和9%，主要在中国和美国。

美国是开展储能调频项目最多的国家，比较知名的项目有纽约州Stephentown 20MG储能电站、AES纽约州8MG储能电站等。智利也开展了一些调频储能项目，如AES公司在智利

北部电网投用的三个储能项目。中国也开始进行储能调频电站试点。2013年9月，中国第一个调频储能电站北京石景山热电厂电池储能项目正式投运。

北美、欧洲、亚太地区是储能项目开展较多的地区。美国拥有全球近一半的示范项目，2013年投运了几个装机规模较大的项目，如AES位于Dayton市的40MW调频项目、毛伊岛10MW风电场项目等，使其全球装机规模首次超越日本，位居第一。欧洲近几年计划大力推动可再生能源发电，德国、英国、法国、西班牙等国相继在2013年开展了若干项目，涉及输配、智能城市、海岛微网等领域，特别是德国目前已有30MW的项目获得补贴。日本储能项目装机容量仅次于美国，仅NGK公司的装机量就超过了300MW。

中国储能项目近两年发展较快，分别在可再生能源并网、分布式发电及微网以及电动汽车等领域部署了一些储能项目。从应用上看，按装机容量分，储能在可再生能源并网领域的比例最高，占51%，电力输配、分布式发电及微网、以及辅助服务也是应用的重点领域，分别占比19%、8%以及16%。伴随着中国的能源结构调整，储能技术市场成为了一片“蓝海”。中国风能、太阳能“处处都有，但不是时时都有”。瓶颈是储能，储能技术在其中起到了至为关键的作用。

储能电站的液流电池车间

从技术上看，截至到2013年，钠硫电池的装机比例仍旧最高，约占45%，其次是锂离子电池和铅蓄电池，分别占32%和12%。全钒液流电池也开始应用于风力发电、太阳能发电的调储。

2013年，中国储能项目累计装机容量从2012年的47.7MW上升至6，4.9MW，增长率为36%。

随着越来越多的示范项目在中国运行，预计到2020年，中国储能市场规模将达到约136.97GW(其中包含抽水蓄能、储热等技术)，占2020年全国发电总装机量1800GW的7.6%。

日前，中国万向控股有限公司在上海宣布，通过其全资子公司普星聚能公司与日本电气股份有限公司(NEC)设立合资公司，日电以1亿美元收购万向旗下A123公司的蓄电系统集成部门(A123 Energy Solutions)，目标瞄准全球能源市场。日电曾是万向收购A123的同台对手。A123资产进入竞拍阶段时，万向面临的数个竞争对手都是世界500强企业，如江森自控、日电和西门子等，其中江森自控与日电结成的联合竞拍体是万向最大的竞争对手。可见世界上许多公司都看好储能电池的市场前景。

电池业务分为动力电池、启动电源以及电网储能三部分。万向要的是动力电池业务，而原先万向的竞标对手江森自控的目标是启动电池，日电的目标是蓄电池。近年电动车业务方兴未艾，需要突破的核心技术是储能电池。现在动力电池有各种流派，比亚迪是磷酸铁锂电池，特斯拉是镍钴铝锂电池。最近美铝加拿大公司和以色列Phinergy公司在蒙特利尔向大众展示铝-空气电池，号称可续行3000公里。但铝-空电池现阶段还是不可逆的，也就是不可循环的，只是一次性电池。装在车上做负极的铝片在反应后(变成氢氧化铝)得撤掉、换成新铝片。不光加水那么简单，当然离实用还有许多问题要解决。

可再生能源是今后能源结构调整的方向，但只有储能问题解决了，我们才可能真正的迈进可再生能源的时代。真正影响未来能源大格局的就是储能技术，储能技术很可能就是下一个能源里面最重要突破的方向。如果谁在储能技术上，做出一个重大突破，都是对人类发展的巨大贡献。

现在各种储能电池技术层出不穷，美国前能源诺贝尔奖获得者朱棣文辞职后回到斯坦福大学研究加密锂电池。纳硫、铁铬、全钒、锌空、铝空等等储能电池层出不穷，特斯拉电动汽车号称他们的优势在电池管理技术。储能技术正出现爆发性增长态势。

张国宝：储能技术在电力系统中的应用状况

北极星智能电网在线讯:近年来风电、太阳能等可再生能源发展迅速，因其清洁性、无排放、可再生等优点受到推崇;但另一方面由于风、阳光受气候条件左右，不可控，波动、间歇，甚至被有的观点称为垃圾电而被排斥，弃风现象大受垢病。因此在风电、太阳能发电场中引入储能装置，以改善电网稳定状况、减少弃风现象，越来越受到重视。既使是在常规燃煤发电厂，为保证矿山、数据库等特殊要求的稳定供电，提高电厂运营效率，也有引入储能装置的情况。

随着智能电网、分布式供电等新技术的推广应用，储能的作用进一步突现出来。我国也在张家口搞了风光储示范，辽宁法库风电场也建设了5MW全矾液流电池储能装置。在电网中建设储能装置可简单比喻为电路中如只有电源、电阻(用户)，电路不够稳定，加上电容后电路稳定性大大提高。为深入了解国际储能技术现状和发展趋势，为我国储能行业的快速发展参考，现整理汇总储能技术在电力系统中的应用、定位和价值分析、国内外储能应用现状及产业等相关情况。

关于各种储能技术

按照电力系统应用领域划分，储能可分为功率型储能和能量型储能两种，能量型储能主要用于高能量(电能)的调配和管理，典型应用如调峰电站;功率型储能主要用于瞬间高功率输入和输出场合，典型应用如用于电网调频。

按照技术类型划分，储能技术主要包括物理储能和化学储能。物理储能主要包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能。前两种储能系统具有规模大、寿命长、安全可靠、运行费用低的优点，建设规模一般在百兆瓦级以上，储能时长从几小时到几天，适用于电力系统的削峰填谷、紧急事故备用容量等应用。其中抽水储能是目前在电力系统中应用最为广泛的储能方式，全球总装机容量达127GW，占储能总装机容量的99%。但两种储能技术也都有建设的局限性。飞轮储能具有响应速度快、转换效率高、比功率大等优点，可以实现与电力系统的实时高功率补偿，特别适合电力系统用功率型储能技术，但目前技术未达到实用化要求，尚需要技术积累和产业配套发展。

化学储能包括铅酸电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池、锂电池和金属空气电池等，相比于物理储能技术具备系统简单、安装便捷以及运行方式灵活等优点，建设规模一般在千瓦至百兆瓦级别，适用于电力系统分散式的储能设备，是目前电力储能在风电、太阳能等领域应用发展的重点。(见表1)

在化学储能技术中，铅酸电池是比较成熟的技术，具有价格低廉、安全可靠等优点，但其循环寿命短、不可深度放电、运行和维护费用高等问题，使铅酸电池只能运行在浅充浅放或备用的工况，主要作为电力系统备用电源使用。铅炭电池是对传统铅酸的电极进行改良，一定程度提高了电池充放电寿命，用于电力系统备用和短时功率型工况。钠硫电池是以金属钠和液态硫为活性物质，工作在300℃的高温型蓄电池，具有储能密度高、转化效率高等优点，适用于电力系统调峰和调频应用。目前钠硫电池累计装机约304MW，但2011年两起着火爆炸事件使用户关注其安全性的隐患。锂电池具有高比功率和高转化效率的优点，特别适用于电动汽车等移动式储能方式，近年来在电力系统备用电源及电网调频等方面的应用也备受关注。液流电池近些年发展迅速，其安全性好、寿命长、系统设计灵活等优点使其作为 电力系统调峰、调频、可再生能源并网、分布式供能等储能装置有广阔的空间。

化学储能技术适合于电力系统分散、灵活的储能布局，目前技术的发展呈百花齐放局面，液流电池、锂电池、钠硫电池、铅炭电池是目前电力系统用储能的主流技术。高安全性、高可靠性、高性价比、高能量效率、长寿命是储能技术的发展方向。

关于储能技术在电力系统中的

应用和价值分析

近几年太阳能、风能等可再生能源发电在电力系统中比例逐渐增加，给现有电网的安全运行和高效调度带来了新的挑战，智能电网则成为推动新能源发展及保障电网安全的重要载体。储能技术尤其大规模储能技术是智能电网在发电、输电、配电、用电四大环节调节电能质量、优化能源效率等主要目标的实现手段，逐渐成为构建智能电网不可或缺的关键环节。(见表2)

可以看出，储能在整个电力系统中的作用体现在“调剂、优化、提高、保障”，即调剂全系统内电能的高效和灵活分配，优化全系统设备的资源配置和利用、提高全系统的运行效率和电能质量、保障全系统稳定和安全运行。其中储能的必要性体现在保障电网安全，实现全系统的能量管理，接纳可再生能源;经济性体现在优化设备的配置、提高全网的效率;技术先进性体现在相比于传统调峰、调频、旋转备用设备来说其快速、准确的响应性和高效率等方面的突出优势。

当前，储能在电力系统的细分领域应用主要包括可再生能源接入储能、电网调峰/调频储能、配电侧分布式储能和用户侧分布式微网储能几种，储能在这些应用中具有直接和间接经济价值。(见表3)

综上，投资者(发电公司、电网运营商、用户侧)衡量储能的价值除考虑各个应用模式下的直接收益外，更多的要衡量储能对全系统内的综合性价值，包括设备投资减少、运营费用降低、发电/用电效率的提高等，另外开放的电力交易也会增大储能的市场竞争力。通过

已运行的储能示范项目积累，建立不同模式下系统经济模型，通过产业全局把握，推动储能行业的发展。

关于化学储能技术的应用现状

目前，全球在电力系统中运行的储能设备总装机容量达到127GW，其中99%的储能设备为抽水蓄能技术，化学储能技术总装机容量约520MW，其中钠硫电池304MW、锂电池116MW、液流电池20MW、铅酸电池(包括铅炭电池)80MW。

钠硫电池是目前装机规模最大的化学储能技术，主要应用于配电网的分布式储能，延缓负荷增长时对配网设备和线路扩容升级的投资。锂电池和液流电池近些年技术发展很快，在电力系统中的应用逐渐增多。锂电池的主流技术包括碳酸锂、磷酸锂铁、聚合物锂电池和锰酸锂电池等，偏重于电力系统的功率型应用，包括调频、调压及波动控制等。液流电池中技术最成熟的是全钒液流储能电池，也有研究机构在研究铁铬液流电池。主要是电力系统的能量型应用，包括提高可再生能源发电效率、电网调峰和分布式储能等。铅炭电池目前主要用于提高电网的电能质量。(见表4)

美国、日本、欧洲和中国的电力系统中化学储能的应用处于领先水平。日本是高度城市化的国家，用电峰谷负荷差异大，电网用于扩容的投资巨大，储能的作用是提高电网的利用效率、延缓扩容升级投资以及家用备用电源等;美国的电力交易商业化市场程度较高，储能的应用主要是针对分布式微网及电力调频应用。中国和欧洲的可再生能源发展迅速，储能主要作用是加强现有电网接纳可再生能源的能力。

液流电池、锂电池和钠硫电池等化学储能技术在电力系统的各个环节都有所应用，并逐渐体现其综合价值，项目的数量和规模逐年增加。美国、中国、日本、欧洲由于电网结构的不同，对储能应用的侧重点有所差异。更多应用项目的实施会引导和推进技术的完善以及市场的商业化。

储能技术产业

可再生能源的发展规划和完善优化现有电力系统，提高整体能源利用效率，世界主要国家都有支持储能技术发展的措施。

美国能源部2011年2月发布了 《2011-2015储能计划》，关注如何安装储能系统以实现其最大效用;储能系统的成本、安全性及使用周期的研发和应用事宜;促进技术研发并建设示范项目展示储能的价值链条，通过示范项目的建设及运营反馈指导科研方向;储能设备的

工业设计，以实现其大规模产业化生产。美国加州2010年颁布储能 《AB2514》号法案，评估各种储能系统优势及在电力系统应用模式，制定出切实可行、具有成本效益的储能系统安装标准，实行储能配额制，2020年储能装机容量达到最大负荷的5%。

日本产业省于2011年11月发布《节能法修正案》，鼓励使用自主发电设备和蓄电池等作为用电高峰对策;要求在工厂和大厦中使用自助发电设备，对建筑物进行节电改造，建设大厦能源管理系统;在居民住宅中定置锂电池、光伏发电系统、燃料电池系统并安装房屋能源管理系统。

给电力系统带来的是系统级的综合价值，其商业化市场的发展更需要产业的支持。如何制定有效、具体的产业，已经成为世界各国能源部门开始思考的问题。储能产业大致包括减税补贴、一次性投资补贴、参与商业化电价竞争、电价补贴等几方面补贴形式。(见表5)

储能是电力系统不可或缺的一部分，为更好地引导和推进储能的商业化市场，制定适合本国国情的储能产业至关重要。这些应包括但不限于税收减免、电价补贴、一次性投资补贴和参与商业化电力交易等形式。

关于液流储能电池技术现状

相比于其它化学储能技术，全钒液流储能电池在安全性、寿命和环保方面有很多优点，被认为是电力系统用能量型储能有前途的技术之一。目前，世界范围内全钒液流储能电池累计装机容量约20MW。

2002年奥地利Cellstrom公司开始研发钒电池，主要有10kW/100kWh系统和200kW/400kWh系统两种定型产品，产品主要用于与太阳能光伏电池配套，用于偏远地区供电、通讯以及备用电源领域。2005年日本住友电工公司(SEI)在北海道苫前町建造了当时国际最大规模4 MW钒电池储能系统用于与30.6MW风力发电匹配，该系统持续运行3年，积累

了大量宝贵数据和经验。2011年，SEI应用其新一代钒电池技术，以城市智能微电网为目标市场，在横滨和大阪建造了示范项目，应用效果良好。

2010年以来，随着技术的不断成熟和市场的拉动，全钒液流储能电池逐步由研发阶段进入示范应用阶段。2012年开始在几家主要钒电池生产企业的努力下逐步开始产业化。中国大连融科储能技术发展有限公司(简称融科储能)立足自主研发，掌握了电池材料、电堆和电池系统、管理控制等自主核心技术，开展了千瓦-兆瓦级钒电池设计和应用。2012年，融科储能建设的国内首套、世界最大的5MW/10MWh电池系统在国电龙源沈阳法库风电场成功并网运行。

全钒液流储能电池技术被认为是电力系统用能量型储能有应用前景的技术之一。技术经过应用项目的积累日趋成熟，逐渐被市场所接纳，行业处于产业化前期，技术标准和产业配套正逐渐形成。

http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20130731/449248.shtml 储能新技术释放“大生产力”

来源： 国家电网杂志微信 发布时间：2015-02-12【进入论坛】

储能是影响未来能源格局的关键技术，对提高能源利用效率、促进新能源产业发展、推动能源战略转型有重要意义。“十二五”以来，国家大力推动节能环保产业，风电、光伏等分布式能源发展迅速，然而分布式能源具有间歇式的特性，而电能是即发即用保持平衡的，因此，在用电低谷期，大量的分布式能源难以得到有效利用。大规模储能技术是可再生能源普及并有效应用的关键所在。早在2012年10月，国家电网公司就将“压缩空气储能发电关键技术及工程实用方案研究”立为公司重大科技项目，近日，该项目成果“500kW非补燃压缩空气储能发电示范系统”首次实现了发电，成功破解了大规模储能难题，记者专访了项目负责人卢强院士，请他深入解读该技术的创新点和发展前景。

技术创新：无需燃烧天然气

记者：压缩空气储能技术的发电原理是怎样的?目前这项技术在世界上发展状况如何? 卢强：压缩空气储能技术是将弃光、弃风、弃水或低谷电通过多级压缩机把电能转换为分子势能存入压力储气装置，待发电时通过释放高压气流，射入压气透平机带动发电机实现发电。大规模的压缩空气储能对于聚纳废弃的新能源、削峰填谷、增加旋转备用等方面具有重大意义。目前压缩空气储能技术分为补燃式、储热式和无热源三种形式，国际上用得较多的是补燃式，如德国与美国。所谓补燃式压缩空气储能乃以燃烧天然气为主，把存储的压缩空气给燃气轮机补氧，以求提高其效率，故其本质仍然是燃气轮机，其主要消耗的能源仍是化石能源，即天然气。首先我国天然气依赖进口;再者，有燃烧就会产生碳排放，这也是目前补燃式压缩空气电站的主要问题所在，故这种储能方式显然不符合我国国情。而国家电网公司的这项研发成果却达到了真正意义上的零排放，既无二氧化碳又无PM2.5。国家电网公司该项专利技术，用以做功的“功质”是纯空气，且能源是弃风、弃光和低谷电，主要是

在于“弃电”的利用，其社会经济效率高;再者，该系统在发电的同时会排出大量的冷气(约4℃)。它是蔬菜和水果保鲜冷库所求之不得的;还有，该系统在压气机工作中会产生大量热能，可给城市居民和蔬菜大棚供暖。这样它就成为冷热电三联供的系统，这项成果还有一项创新，就是将部分压缩热加以回收再利用，以提高气轮机入口空气的温度，所以这项重大项目所研发的系统其“电换电”的效率高于欧美各国。

高效储存：电换电效率41%

记者：与国外的压缩空气储能电站相比，该示范系统的高效如何体现?

卢强：和国外相比，我们的实际效率更高。比如德国建设了世界上第一个压缩空气储能电站，它的效率是42%。要注意这个效率是综合效率，不是电换电的效率，因为它中间加入了天然气的燃烧，如果按照“电换电”的效率来算，他们的效率应该是在20%左右。因为我们有了上述的创新，国家电网公司所研发的该系统，其“电换电”的效率可达到40%左右。

目前我国风电装机容量是世界第一，我国千万千瓦级的风电场有8个，但是风电利用率较低。现在，无燃烧的压缩空气储能发电示范系统发电成功，它的推广应用可减少“后夜风”的浪费，同时可缓解用电高峰时段电能不足的苦恼。

记者：压缩空气储能与其他储能技术相比有怎样的优势?

卢强：除压缩空气储能之外，目前主要的储能技术是抽水蓄能和锂电池。抽水蓄能是目前主流的储能方式，它功率大、容量大、寿命长、技术成熟，相对来讲成本较低，反应速度快，这些是它的优势。但它严格受到地理条件的制约。

锂电池价格贵、寿命短(约4年左右)。而压缩空气发电系统的寿命至少是40年，在40年内同容量的锂电池已更换了十次。故按照全寿命周期来计算价值，二者不在一个可比的档次上。同时，使用完了的锂电池如何处理至今也没有有效的对策。为了减少对环境的影响，我们还要建设专门处理废弃锂电池的工厂，这又是一笔很大的开支。综上所述，压缩空气储能有着不可取代的优势。

综合效益：冷热电三联供

记者：这样一个冷热电三联供的系统要如何进行应用?

卢强：冷源和热源也是一种重要的能源。空气压缩时自然产生的热能可以用热泵原理进行多点远距离输送，输送距离可达80-100公里，可给一个城市提供供暖服务。同时，该系统在发电时会同时送出冷风，应该就地建一个蔬菜和水果的保鲜窖。当然，如果在海岛上，就可以直接把冷风当空调使用。总而言之，冷热电三联供将会极大节省我国的能源消耗，具有巨大的综合效益。

记者：这样一项重要技术要推广，需要国家怎样的支持?

卢强：国家应该制定更合理的电价，使得废弃电，低品位的电和高品位的电相应的价值得到合理区分。现在我国在这方面做得还不够，不细致。既然电能和热能一样有高低品位之分，那么在价格上就应该有明显的区分，这样国企、银行和私人资本才有积极性去投资。可以说，这样一项技术的推广甚至不需要国家大量出资，只要制定一套合理的，就会有源源不断的资金进入，最终形成“大生产力”