记者：储能有很多种技术，包括化学储能、电化学储能和机电储能等。根据2014年国际能源署统计，目前抽水蓄能容量占绝大多数，压缩空气储能紧随其后。今年年初，您带领的科研团队成功建成了世界上首套500千瓦非补燃压缩空气储能发电示范系统。请您介绍非补燃压缩空气储能技术的发电原理，其具有哪些优势？目前这项技术发展状况如何？
卢强：压缩空气储能技术是将弃光、弃风、弃水（小水电站）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空间，待发电时通过释放高压气流，射入气轮机带动发电机发电。大规模的压缩空气储能对于聚纳废弃的新能源、抚平风光电站功率的波动、削峰填谷、增加有功与无功旋转备用等方面皆具有重大意义。
目前压缩空气储能技术主要分为补燃式、非补燃式两大类别，国际上已用的是补燃式，如德国与美国。所谓补燃式压缩空气储能仍以燃烧天然气以求提高其效率，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，故这种储能方式不符合我国力求降低碳排放的国情。
国家电网公司于2012年10月结合清华大学电机系、中国科学院理化所和中国电科院启动了一项无燃烧压缩空气储能研究计划。该研究计划于2015年4月以500千瓦无燃烧压缩空气储能发电系统的建成，且发电功率达到设计值95%以及其他各项指标均达设计要求通过了验收，并获五项中国发明专利受理和一项美国发明专利受理而宣告成功。这项研发成果达到了真正意义上的零排放，是冷热电三联供系统，“电换电”效率均高于欧美各国。此外，该系统可提供数以亿千瓦小时计的电储存能力，单位千瓦投资合理，寿命周期不小于40年，故全寿命周期投资极大低于国外进口的被认为性价比最高的磷酸铁锂电池。
但是，目前工程化的推进仍较困难，对于这一创新项目，企业仍十分谨慎，需要时间去核算回报率和回收年限，故该项技术要想真正转化为现实生产力，可能尚需时日。
记者：储能技术离大规模商业化应用还有一段距离，除了要在技术上不断完善外，目前储能的成本还略高于抽水蓄能，要想实现储能大规模应用，需要国家政策怎样的支持?
卢强：当前，压缩空气储能技术已具备市场化条件，迫切需要政府相关部门在运营模式和电价政策等方面给予扶持。
国家应制定更合理的电价政策，使得废弃电、低品位电和高品位电相应的价值得到合理区分。我认为，这一技术的推广甚至不需大量出资，只要制定一套合理政策，就会有源源不断的资金进入，最终形成“大生产力”。
此外，压缩空气蓄能是我国建设微电网和微能源网的有力支柱，因此该技术的应用应明确为我国储能工业发展的重点方向之一，宜在相关规划中予以明示；同时应扶持示范工程，待示范工程展示优越性后再由市场的“手”去推动；最后，希望有关部门将有关新能源产业政策延伸到该新生产业，将其写进修编的新能源发展政策中，制定对压缩空气蓄能产业的政策和相应的管理办法。期望针对无燃烧压气蓄能技术的工程应用考虑其电热冷三联供的综合效益之大，制定至少如上所述，享有类似与风能和光伏同等的补贴标准。
原标题:储能大规模推广需合理电价政策
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