压缩空气储能

工作原理

压缩空气储能系统的运行过程包含储能与释能两个核心阶段，通过能量的转化、储存与释放实现电能的时空转移，其核心机制基于热力学中的压缩、膨胀与热交换过程，整个循环过程遵循热力学第一定律与第二定律，通过优化热管理策略减少能量损失，提升系统整体效率。

储能阶段

系统利用电网低谷时段电力、可再生能源弃电等富余电能驱动多级压缩机，将常压空气压缩至高压状态，工作压力通常为5-10兆帕，部分先进系统可达到15兆帕以上。压缩过程中空气温度显著升高，最高可达400℃以上，根据热管理方式的不同，热量处理路径存在明显差异：传统补燃式系统通过级间换热器将压缩产生的热量直接释放至环境，造成能量损失；先进绝热式系统通过高效蓄热介质（如高温熔盐、陶瓷蓄热体）捕获并储存压缩热，为后续释能阶段提供稳定热源，实现能量循环利用；等温式系统则通过强化换热技术，在压缩全过程中维持空气温度基本恒定，最大限度减少热力学不可逆损失。压缩后的高压空气经净化处理后，被输送至储气设施储存，完成电能到空气势能与热能的转化，储能过程的能量损失主要来源于压缩机机械损耗与换热损失。

释能阶段

当电网处于用电高峰、新能源出力不足或有应急发电需求时，储气设施中的高压空气被有序释放，经减压、净化后进入膨胀发电系统。传统补燃式系统需燃烧天然气等化石燃料加热空气，以维持膨胀机正常工作温度，弥补压缩过程中损失的热量；先进绝热式系统利用储能阶段储存的压缩热加热空气，无需外部燃料补燃，实现零碳排放；等温式系统则通过换热系统维持膨胀过程温度稳定，进一步提升能量转换效率。加热后的高压空气驱动膨胀机或透平高速旋转，带动发电机发电，将储存的空气势能与热能重新转化为电能并入电网，完成释能过程。释能阶段的能量损失主要来自膨胀机机械损耗、空气泄漏及换热损失，系统设计与设备性能直接决定释能效率。

技术分类

根据热管理方式、储能状态、技术成熟度及应用场景的差异，压缩空气储能技术可分为多种类型，不同路线在效率、成本、选址适应性等方面各具特点，适配不同规模、不同场景的储能需求，形成互补发展的技术格局。

按热管理方式分类

传统补燃式压缩空气储能（Diabatic CAES）

该技术为第一代商业化CAES技术，核心特点是膨胀阶段需燃烧化石燃料补热，以提升空气膨胀做功能力，弥补压缩过程中散失的热量。其技术成熟度高，已实现大规模商业应用，代表项目包括德国Huntorf电站（290兆瓦）、美国McIntosh电站（110兆瓦）。系统往返效率较低，通常为42%-54%，且依赖外部化石燃料，碳排放较高，对环境存在一定影响，同时受天然储气空间（如盐穴）限制，选址灵活性较差。随着“双碳”目标推进，该技术逐步被先进绝热式路线替代，仅在既有项目改造中保留应用。

先进绝热压缩空气储能（Adiabatic CAES，AA-CAES）

该技术是当前商业化领跑的核心路线，通过高效蓄热换热器捕获压缩过程中的热量并储存，释能阶段利用储存的压缩热加热膨胀空气，无需外部燃料补燃，从根本上解决了传统路线碳排放高的问题。系统实现零碳排放，能量转换效率显著提升，百兆瓦级系统额定效率可达70%左右，300兆瓦级系统设计效率可达72.1%。技术成熟度处于示范向商业化过渡阶段，代表项目包括中国江苏金坛60兆瓦项目、山东肥城300兆瓦项目、湖北应城300兆瓦项目等。该路线不受地理条件严格限制，可适配盐穴、人工硐室、储罐等多种储气形式，全生命周期成本优势显著，是未来大规模储能的主流发展方向。

等温压缩空气储能（Isothermal CAES，I-CAES）

该技术通过多级高效换热设备，在压缩与膨胀全过程中维持空气温度基本恒定，最大化减少热力学不可逆损失，理论电-电效率可达70%-95%，是技术理论潜力最高的路线。但实际应用中，受限于换热设备效率与系统控制难度，实际效率低于45%，且系统结构复杂、设备成本高、商业化难度大，难以实现大规模应用。目前处于技术研发与小规模示范阶段，代表项目包括美国SustainX公司1.5兆瓦示范系统、中国江苏同里0.5兆瓦示范项目等，主要聚焦于分布式小容量场景的技术验证。

按储能状态分类

液态压缩空气储能（Liquid Air Energy Storage，LAES）

该技术通过低温制冷技术将空气冷却至-196℃液化，以液态形式储存在常压绝热储罐中，释能时液态空气经加压气化驱动膨胀机发电，同时回收冷量用于下一循环的空气液化，实现冷能循环利用。核心优势是摆脱对地下储气空间的依赖，选址完全自由，适配分布式与沿海等无地下储气资源区域。系统效率范围为40%-85%，具体效率取决于冷能回收水平，代表项目包括英国Highview Power 5兆瓦项目、中国青海格尔木60兆瓦在建项目。该路线适合高海拔、低温环境，可实现冷热电联供，但系统复杂、制冷能耗较高、成本控制难度较大，规模化应用仍需技术突破。

超临界压缩空气储能（Supercritical CAES，SC-CAES）

该技术利用空气在超临界状态（压力高于3.78兆帕、温度高于-140.6℃）下的特殊热力学特性，实现高密度储能，储气体积较常规AA-CAES缩小60%以上，显著提升储能密度。系统集成度高，换热过程不可逆损失小，理论电-电效率可达75%以上，具备大规模长时储能的潜力。核心挑战在于超临界工况对设备承压、密封、材料性能要求极高，核心装备研发难度大，系统控制复杂，商业化验证不足。目前处于实验室原理验证与样机研发阶段，代表项目包括中国河北廊坊1.5兆瓦示范装置、贵州毕节10兆瓦项目，是未来长时储能的核心技术储备方向之一。

其他衍生技术分类

地下地质储能

依托天然或改造的地下空间储气，包括盐穴、废弃油气藏、废弃矿井、含水层等类型，是大规模CAES项目的主要储气形式。盐穴储气成本最低、密封性好、力学稳定性强，是当前大规模CAES项目的主流选择，中国江苏、山东、河南等地盐穴资源丰富，可支撑百兆瓦级至吉瓦级项目；废弃油气藏利用现有地质结构，改造成本低，但需进行详细地质评估，确保密封性与稳定性；废弃矿井适合资源再利用，储气容量大，可实现矿山生态修复与储能功能结合；含水层分布广、成本低，但泄漏风险较高，需配套完善的密封与监测系统。

地面储罐储能

采用地面高压储罐、管道或人工硐室储气，选址灵活，不受地理条件限制，适合分布式与城市周边应用。地面高压储罐通常采用钢制储罐，具备安装便捷、建设周期短的优势；人工硐室通过人工开挖形成，可根据需求设计容量，适配中小规模项目；管道储气适合近距离储能与输能结合的场景。但此类储气形式容量相对较小，单位成本较高，适用于中小规模项目，代表项目包括河北张家口100兆瓦人工硐室项目、部分管道储气项目。

系统设备

压缩空气储能系统由多个子系统协同构成，各核心设备的性能直接决定系统效率、可靠性与经济性。经过多年技术研发，中国核心设备国产化率已实现显著提升，部分关键指标达到国际领先水平，为产业规模化发展奠定了基础。

压缩系统

压缩系统是能量输入的核心环节，核心设备为多级压缩机，被誉为CAES系统的“心脏”，在系统总投资中占比超15%。其核心功能是将常压空气压缩至高压状态，完成电能到空气势能的转化。主流设备类型为多级离心式压缩机，具备高压比、大流量、宽负荷运行特性，要求等熵效率≥88%，可适配风电、光伏等新能源的波动出力，实现灵活储能。技术突破方面，中国已研制出单机功率达101兆瓦的压缩机，排气压力达10.1兆帕，效率高达88.1%，变工况范围为38.7%至118.4%，显著提升系统规模与运行灵活性。国内企业如中国能建、开山股份已实现核心设备国产化，打破国外技术垄断，降低设备采购成本。

储气系统

储气系统是能量储存的载体，根据形式不同分为地下储气设施与地面储气设施两大类，其核心要求为密封性良好、结构稳定、耐压性强，需配套完善的泄漏监测与安全防护系统，确保长期稳定运行。地下储气设施包括盐穴、废弃油气藏、废弃矿井、含水层等，其中盐穴因密封性好、成本低、容量大，成为大规模项目首选，中国江苏、山东、河南等地盐穴资源丰富，可支撑百兆瓦级至吉瓦级项目；地面储气设施包括高压储罐、管道、人工硐室等，选址灵活，适合分布式应用，但容量较小、成本较高，多用于中小规模储能项目。

膨胀发电系统

膨胀发电系统是能量输出的核心环节，核心设备为膨胀机或透平，负责将高压空气的压力势能转化为机械能，驱动发电机发电。主流设备类型为多级轴流式膨胀机，要求高压进气、高膨胀比、发电效率≥85%，可适配空气流量波动，确保发电稳定性。技术突破方面，中国华能集团联合中科院研制的多级轴流膨胀机单机容量达100兆瓦，效率达86%，满足百兆瓦级项目需求。膨胀机需具备宽负荷运行能力、高效绝热性能与高压密封性能，以减少能量损失，提升系统整体效率，其设计与制造水平直接决定释能阶段的能量转换效率。

热管理系统

热管理系统是提升系统效率的关键，核心设备为蓄热换热器，负责捕获、储存与释放压缩过程中的热量，实现能量循环利用。主流蓄热介质包括高温熔盐、陶瓷蓄热体、混凝土蓄热块等，要求蓄热密度≥100kWh/m³、换热效率≥90%，具备长期循环稳定性。先进绝热式CAES系统依赖高效热管理系统实现热量循环利用，摆脱对外部燃料的依赖，显著提升系统效率。国内企业已实现熔盐蓄热系统批量应用，解决了高温下循环寿命与热导率的核心问题，部分蓄热介质循环寿命可达10000次以上，满足系统长期运行需求。

电气与控制系统

电气系统包括电动机、发电机、变流器、变压器等设备，负责电能的转换、传输与并网，要求具备高效电能转换能力与稳定并网性能，可适配电网调度需求。控制系统为系统的“大脑”，采用智能化调度系统，实现储能与释能过程的精准控制、状态监测与故障诊断，具备宽负荷调节、快速响应能力，冷态到发电并网仅需6-8分钟，可快速响应电网峰谷调节需求。控制系统需适配新能源出力波动，实现系统全工况稳定运行，提升电网适应性，同时具备远程监控与运维功能，降低运行成本。

技术优势

压缩空气储能作为大规模长时储能的核心技术路线之一，相较于锂电池储能、抽水蓄能等其他储能技术，在长时储能、经济性、安全性、环保性等方面具备显著优势，适配新型电力系统的发展需求。

长时大规模储能适配性

压缩空气储能功率与容量解耦，储气空间越大单位成本越低，可满足4-10小时及以上长时储能需求，适配新能源长时消纳、电网基荷调节、应急备用等场景。单机规模可达百兆瓦级至吉瓦级，中国山东肥城、湖北应城300兆瓦项目已实现商业化运行，与抽水蓄能并列为大规模储能的核心技术路线。在8小时以上长时储能场景，其全生命周期成本显著低于锂电池储能，规模经济性突出，可有效解决新能源出力波动大、消纳难的问题。

全生命周期经济性

系统设计寿命可达30-50年，循环次数达10000-20000次，远超锂电池储能（10-15年，3000-8000次），全生命周期无需更换核心部件，运维成本低。大规模项目全寿命度电成本为0.2-0.3元/kWh，产业化后初始投资成本为800-1500元/kWh，基本对标抽水蓄能，长期运营成本仅为锂电池的1/3左右。单位成本随规模增大显著降低，规模化生产与设备国产化将进一步推动成本下降，具备长期市场竞争力。

安全环保特性

储能介质为空气，本质安全，无易燃易爆风险，无热失控隐患，可适配城市、工业园区等敏感区域，安全冗余高。先进绝热式路线不燃烧化石燃料，无污染物排放，不依赖锂、钴等稀有金属，无重金属污染与废旧电池回收难题，全生命周期碳排放低，契合“双碳”目标。系统运行噪音低、振动小，经过降噪处理后可满足周边环境要求，地质储气形式可实现土地资源高效利用，对周边生态环境影响小。

多能互补与综合利用

可实现冷热电联供，运行过程中产生的多余热量、冷量可直接用于工业供热、建筑制冷、居民生活用能，提升能源综合利用效率，实现能源梯级利用。可与光伏、风电等可再生能源深度耦合，构建风光储一体化系统，提升新能源消纳率，降低弃风弃光率，推动可再生能源规模化发展。可作为能源枢纽构建综合能源系统，适配多能联储、多能联供需求，支撑区域能源转型，提升能源供应的稳定性与灵活性。

电网支撑能力

具备调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等多重功能，可有效提高电网运行稳定性与经济性。系统响应速度快，冷态启动至并网仅需6-8分钟，可快速响应电网调度需求，缓解电网峰谷差压力。机械旋转部件可为电网提供转动惯量，提升系统调频能力，适配高比例新能源电力系统的调节需求，降低电网波动风险，保障电网安全稳定运行。

技术劣势

尽管压缩空气储能具备诸多优势，但受技术发展阶段、设备水平、地理条件等因素限制，仍存在明显劣势，制约其规模化、多元化应用，需通过技术研发与产业升级逐步解决。

设备体积大，占地面积广

压缩空气储能系统核心设备（压缩机、膨胀机、蓄热装置）体积庞大，尤其是大规模项目，无论是地下储气设施还是地面储罐，都需要占用较大空间。地下盐穴、废弃矿井等储气形式虽可节省地面空间，但受地质条件限制；地面储罐与人工硐室则需占用大量土地资源，难以适配土地资源紧张的城市核心区域，选址灵活性仍有局限。

小规模应用经济性差

技术特性决定其规模效应显著，大规模项目可通过分摊设备成本、优化系统设计实现经济性提升，但中小规模（10兆瓦以下）项目初始投资成本高，单位容量成本远高于锂电池储能，全生命周期经济性不足。对于分布式小容量储能场景，其竞争力较弱，难以适配分布式新能源消纳、用户侧储能等中小规模需求。

系统效率仍有提升空间

尽管先进绝热式系统效率已达到70%以上，但相较于抽水蓄能（75%-85%）仍有差距，传统补燃式系统效率更低（42%-54%）。等温式、超临界等高效路线仍处于研发阶段，实际效率远低于理论值，系统能量损失主要集中在压缩、膨胀与换热过程，核心设备效率与系统集成水平仍需进一步优化。

核心技术与高端装备仍有短板

高效宽工况压缩机、膨胀机的核心技术仍有突破空间，低负荷工况下效率损失超15%，高压比下的气体泄漏、高速转子稳定性等问题尚未完全解决。部分高端材料（如耐高温、高压密封材料）与精密加工技术仍依赖进口，国产化设备的长期运行可靠性需规模化项目验证，核心装备的自主可控水平有待进一步提升。

储能密度低于部分储能技术

相较于锂电池、飞轮储能等技术，压缩空气储能的储能密度较低，尤其是气态储能形式，单位体积储能容量远低于锂电池，即使是超临界、液态路线，储能密度也未达到锂电池水平。这导致其在空间有限的场景（如车载储能、小型分布式储能）中难以应用，应用场景受到一定限制。

技术挑战

随着压缩空气储能产业向规模化、高效化、多元化发展，在核心装备、热管理、选址、成本、标准体系等方面仍面临诸多挑战，需通过技术研发、政策支持、产业协同逐步突破。

核心装备性能瓶颈

高效宽工况压缩机与膨胀机仍存在技术短板，低负荷工况下效率损失超15%，高压比下的气体泄漏问题尚未完全解决，影响系统整体效率与稳定性。大功率高参数膨胀机的级间气动匹配、高压密封、高速转子稳定性仍需优化，百兆瓦级大型机组长期运行可靠性需规模化项目验证。核心设备制造难度大，部分高端材料与精密加工技术仍依赖进口，国产化率与性能稳定性有待进一步提升，设备成本仍有下降空间。

热管理效率提升难题

先进绝热式系统的蓄热介质存在高温循环寿命不足、热导率偏低的问题，长周期循环后蓄热性能衰减，限制系统效率长期稳定性。换热设备的不可逆损失仍有优化空间，等温式系统的精准温控技术尚未实现商业化突破，实际效率与理论值差距较大，难以实现规模化应用。热管理系统的集成度与能效比有待提升，以进一步降低系统能耗，提升能量循环利用效率。

选址与地质约束

传统盐穴、废弃矿井等地下储气形式受地域资源限制，并非所有区域都具备适宜的地质条件，中国盐穴资源主要集中在东部、中部地区，西部新能源富集区域地质资源相对匮乏，制约技术在新能源基地的应用。人工硐室、储罐等地面储气形式虽选址灵活，但单位容量成本较高，大规模应用经济性不足。地下储气设施的地质勘察、密封处理、安全监测难度大，存在地层沉降、气体泄漏等风险，需投入大量前期成本与技术研发，增加项目建设难度与周期。

成本与商业化瓶颈

尽管全生命周期成本具备优势，但产业化初期投资成本较高，百兆瓦级项目投资成本约800-1500元/kWh，制约中小投资者参与。尚未形成成熟的商业模式，电价机制不完善，峰谷价差稳定性不足，投资回收期较长（通常为10-15年），影响企业投资积极性。全产业链尚未完全成熟，核心设备制造、工程建设、运维服务等环节的规模化程度有待提升，进一步推动成本下降的空间仍需挖掘。

标准体系与技术规范

尽管中国已发布《压缩空气储能电站设计规范》DL/T 5895-2025、《电力储能用压缩空气储能系统技术要求》GB/T 43687-2024、《压缩空气储能电站接入电网技术规定》GB/T 46373-2025等多项标准，国际上也发布了IEC TR 62786-102:2025等并网技术标准，但完整的技术标准体系仍需完善。效率计算、安全评估、运维规范等细分领域标准尚未完全统一，影响项目设计、建设与运行的规范性。国际标准话语权有待提升，需进一步推动技术标准国际化，增强全球产业竞争力。

发展历程

压缩空气储能技术的发展历经数十年演进，从早期的实验室研发到商业化应用，再到技术突破与产业规模化，逐步成为新型储能的核心技术路线之一，其发展历程可分为四个关键阶段，各阶段技术重点与产业格局呈现明显差异。

技术研发阶段（1970年代-2000年）

该阶段核心聚焦于技术原理验证与小规模示范，主要解决“能否实现储能与释能”的核心问题。1978年，德国Huntorf电站建成全球首座290兆瓦传统补燃式CAES电站，标志着CAES技术首次实现商业化应用，该电站利用盐穴储气，采用天然气补燃，为后续技术发展奠定了工程基础。1991年，美国McIntosh电站110兆瓦项目投运，优化了系统设计，提升了运行稳定性，推动传统CAES技术在欧美地区的初步发展。2001年，日本上砂川町2兆瓦项目利用废弃矿坑储气，拓展了储气形式的应用场景，验证了地下非盐穴储气的可行性。此阶段技术以传统补燃式为主，效率较低、依赖外部燃料，核心聚焦于技术原理验证与小规模示范，产业规模较小，应用场景有限。

技术突破阶段（2000年-2010年）

该阶段核心聚焦于热管理技术优化，推动技术向高效化、低碳化转型，逐步突破传统补燃式路线的局限。2006年，德国启动先进绝热式CAES技术研发，提出热量循环利用理念，研发高效蓄热介质与换热器，推动系统效率提升。2008年，美国SustainX公司推出1.5兆瓦等温式CAES示范系统，验证了等温技术的可行性，尽管实际效率未达预期，但为高效路线研发提供了思路。2010年，中国开始涉足CAES技术研发，中科院、中国华能等科研机构与企业启动相关技术攻关，重点研发先进绝热式路线，突破核心设备国产化瓶颈，为后续产业发展奠定了技术基础。此阶段技术路线逐步多元化，先进绝热式、等温式路线逐步崛起，传统补燃式路线的局限性日益凸显，技术研发重点转向效率提升与碳排放降低。

示范应用阶段（2010年-2020年）

该阶段核心聚焦于百兆瓦级示范项目建设，验证大规模应用的可行性，推动技术从实验室走向工程化。2013年，中国江苏金坛60兆瓦先进绝热式CAES项目开工建设，2017年投运，成为中国首座百兆瓦级CAES示范项目，标志着中国在该领域实现重大突破。2015年，英国Highview Power建成5兆瓦液态压缩空气储能示范项目，验证了液态路线的可行性，拓展了选址灵活性。2018年，美国启动超临界CAES技术研发，开展实验室原理验证，探索更高效率、更高储能密度的技术路线。2020年，中国山东肥城300兆瓦CAES项目投运，成为全球规模最大的先进绝热式CAES项目，系统效率达70%以上，推动技术向规模化、高效化发展。此阶段，中国逐步成为全球CAES技术研发与示范的核心区域，核心设备国产化率显著提升，示范项目规模不断扩大，技术成熟度持续提高。

产业规模化阶段（2020年至今）

该阶段核心聚焦于产业化推广、成本下降与标准完善，推动CAES技术成为大规模长时储能的主流路线。2021年，中国湖北应城300兆瓦CAES项目投运，进一步扩大规模化应用规模，形成“盐穴+先进绝热”的成熟技术路线。2022年，中国青海格尔木60兆瓦液态压缩空气储能项目开工，拓展了技术应用场景，适配西部新能源基地需求。2023年，中国发布多项CAES技术标准，完善标准体系，规范项目设计、建设与运行。2024年，全球首座吉瓦级CAES项目在中国山东启动规划建设，标志着技术进入吉瓦级规模化发展阶段。此阶段，核心设备国产化率达到90%以上，成本持续下降，商业模式逐步完善，CAES技术与光伏、风电深度耦合，成为支撑“双碳”目标与新型电力系统建设的关键技术，全球产业格局呈现“中国领跑、欧美协同发展”的态势。

应用领域

压缩空气储能凭借长时大规模储能、安全环保、多能互补等优势，适配多种应用场景，涵盖电网侧、新能源侧、用户侧等多个领域，为能源转型与电网安全提供支撑，应用场景不断拓展，产业化应用前景广阔。

电网侧储能

电网侧是压缩空气储能最核心的应用领域，主要承担削峰填谷、调峰调频、旋转备用、黑启动等功能，保障电网安全稳定运行。在用电高峰时段，释放储存的能量发电，缓解电网供电压力；在用电低谷时段，利用富余电能储能，提高电网负荷率。同时，可快速响应电网调频需求，提供旋转备用，提升电网运行稳定性，尤其适配高比例新能源电力系统的调节需求。大规模CAES项目（百兆瓦级及以上）主要应用于电网侧，如中国山东肥城、湖北应城项目，可有效缓解电网峰谷差，提升电网对新能源的接纳能力。

新能源配套储能

适配光伏、风电等可再生能源的波动性与间歇性，构建风光储一体化系统，提升新能源消纳率，降低弃风弃光率。新能源发电出力高峰时，多余电能用于压缩空气储能；出力低谷时，释放能量发电，实现新能源电力的平稳输出，提升新能源发电的可调度性。该场景主要应用于新能源基地，尤其是大规模风电、光伏基地，如中国青海、甘肃等西部新能源富集区域，可配套建设CAES项目，实现新能源电力的高效利用，推动可再生能源规模化发展。

用户侧储能

主要应用于工业园区、大型企业、商业综合体等用户，承担峰谷电价套利、应急备用、能源自给等功能。工业园区与大型企业可利用低谷电价储能，高峰时段自用或并网，降低用电成本；同时，可作为应急电源，在电网停电时保障关键设备运行，提升能源供应可靠性。商业综合体可通过储能实现错峰用电，降低电费支出，同时适配空调制冷、供热需求，实现冷热电联供，提升能源综合利用效率。该场景以中小规模CAES项目为主，依托地面储罐或人工硐室储气，选址灵活，适配用户侧多样化需求。

偏远地区与微电网储能

适配偏远地区、海岛等电网薄弱区域，构建微电网系统，解决电力供应不足、供电稳定性差的问题。偏远地区与海岛通常缺乏完善的电网支撑，可通过CAES项目与新能源结合，构建独立微电网，实现能源自给自足，保障居民生活与生产用电。液态压缩空气储能因选址灵活，无需地下储气空间，尤其适合海岛、高原等无地下储气资源的区域，如中国南海海岛、青海高原等地区，可通过液态CAES项目提升电力供应可靠性。

冷热电联供

依托压缩空气储能的能量转换过程，实现冷热电联供，提升能源综合利用效率。压缩过程中产生的热量可用于工业供热、居民生活用热；液态压缩空气释能过程中产生的冷量可用于建筑制冷、食品冷藏等；发电过程可满足用电需求，形成“电-热-冷”三联供系统。该场景主要应用于工业园区、大型社区，如中国江苏同里、英国Highview Power项目，可实现能源梯级利用，降低能源消耗，提升能源利用效率。