物理储能
●抽水蓄能
物理储能技术中的抽水蓄能是当前技术最成熟、最经济（单位功率造价4000～6500元/千瓦，单位储电成本0.2～0.5元/千瓦时）、使用寿命最长（机组使用寿命25年，水工建筑物使用寿命60年以上）的大规模电能存储方式，主要应用于电力系统调峰调频及备用。
截至2017年5月，我国抽水蓄能电站装机容量达到27.73吉瓦（1吉瓦为106千瓦），居世界第一，全球累计运行的抽水蓄能项目装机容量为167.7吉瓦，占储能总装机容量的96%。
2003年以前，我国抽水蓄能领域相关技术研究还处于一片空白，抽水蓄能电站的设备全部是“舶来品”。当时，我国建一座抽水蓄能电站，核心机电设备投资占总体投资的一半以上，是国际市场一般水平的2倍左右。经过持续十多年的技术攻关，目前我国已经基本掌握了水泵水轮机等核心装备技术，在建抽水蓄能机组容量达30.95吉瓦，包括安徽金寨抽水蓄能电站、河南天池抽水蓄能电站、山东文登抽水蓄能电站和山东沂蒙抽水蓄能电站等。从储能总装机容量占比来看，至少在2030年以前，抽水蓄能仍然是全球电力储能容量占比最大的储能形式。
虽然抽水蓄能技术具有成本低、寿命长和容量大等优点，但其对地理地质条件有特殊要求，一次性建设投资大，还有可能存在生态破坏和移民等问题，因此，抽水蓄能电站的规模推广和应用受到了制约。
目前，我国大部分抽水蓄能基本上只能收回静态效益，抽水蓄能电站的动态效益一直存在“看得见、算得出、拿不到”的现象，导致我国抽水蓄能电站的经营业绩较差，甚至难以生存。因而正确衡量储能电站的效益，建立合理的电价政策，对抽水蓄能电站以及其他类型储能电站的发展具有十分重要的意义。
●压缩空气储能
压缩空气储能是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储方式。目前，全球共有11座压缩空气储能系统，总装机容量为646兆瓦（1兆瓦为103千瓦）。国内示范项目总规模为2兆瓦，分别是安徽芜湖“500千瓦非补燃压缩空气储能发电示范系统”和贵州毕节“1.5兆瓦压缩空气储能-多能分布式微网示范项目”，同时在毕节即将完成10兆瓦系统建设。
目前，全球只有德国的洪托夫（290兆瓦）和美国亚拉巴马州的麦金托什（110兆瓦）电站进入商业化运营阶段，后者曾因地质不稳定发生过坍塌事故。
为了摆脱传统压缩空气储能系统对大型储气洞穴以及化石燃料的依赖，带储热的压缩空气储能技术、液态空气储能技术、超临界空气储能技术、燃气蒸汽联合循环的压缩空气储能技术和与可再生能源耦合的压缩空气储能技术都是目前国内外研发的重点方向。
由于空气是低密度的储能介质，因此，如何降低系统成本、提高能量效率是压缩空气储能走向应用之前需要重点解决的问题。
●飞轮储能
飞轮技术分为低速飞轮技术和高速飞轮技术两类。其中，低速飞轮储能技术主要应用于通信、数据中心和轨道交通等领域；高速飞轮储能技术主要适用于快速、高功率型应用，可以为电网提供调频服务，产业和技术多集中于美国、英国、法国、德国等国，我国飞轮储能产品还没有得到量产。
美国BeaconPower公司曾经是全球大规模飞轮储能应用的先驱，开创了飞轮储能系统与电力公司合作的先例，使电力市场开始接受飞轮储能技术。不过，在2011年10月，BeaconPower公司因财务危机深陷泥沼，不得不申请破产保护。
●超导储能
超导储能系统由超导材料制成的线圈、功率调节系统和低温制冷系统等组成，能量以超导线圈中循环流动的直流电流形式储存在磁场中。超导储能具有响应速度快（毫秒级）和转换效率高（≥96%）等优点，可实现与电力系统的实时大功率补充和能量交换，避免电网瞬间断电对用电设备的不利影响，可以提升电力系统的稳定性。
目前，在液氦温度条件下工作的低温超导磁储能装置的最大实用化容量已达到亿焦耳级，而在液氮温度条件下工作的高温超导磁储能装置容量只能达到兆焦耳级。无论是低温超导还是高温超导，昂贵的低温制冷成本大大限制了超导储能技术的实际应用场景。也许只有到了常温超导材料研发成功的那一天，超导储能技术才有可能获得广泛应用。
电化学储能
●电池储能
电化学储能技术包括电池储能和超级电容器储能两种类型，是目前发展最为迅速的储能技术。相对于抽水蓄能而言，将电池储能的方式用于集中式大规模电网调峰，成本还是太高。电池储能技术比较适合应用于百千瓦至百兆瓦级的电力调频，其调频效果是水电机组的1.7倍，远好于火电机组，已经显现出商业应用前景。
锂离子电池、铅酸（碳）电池、液流电池、钠硫电池和超级电容器是正在发展的几类电化学储能技术。其中，锂离子电池在可再生能源并网、微网系统和改善电能质量方面有不少示范应用，如2012年我国建立的20兆瓦级张北风光储输项目、2013年日本建立的40兆瓦级仙台变电站锂离子电池储能系统、2014年美国西弗吉尼亚州建立的32兆瓦级劳雷尔山储能电站等均已成功运行。
但是，大规模锂离子电池储能系统的高成本和高安全隐患仍是目前需要解决的问题。另外，锂离子电池的回收处理较为困难，需要有较大的技术变革才能达到低成本、长寿命、高安全和易回收的规模应用标准。中国科学院电工研究所与北京好风光储能技术有限公司合作开发的锂浆料电池储能技术，有可能会在低速电动车、基站储能和电力储能领域获得广泛应用。
铅酸电池主要用作发电厂、变电厂的备用电源以及电动汽车的启动电源，在维持电力系统安全、稳定和可靠运行方面发挥着极其重要的作用。其优点是耐温性能好、安全性高、成本低，缺点是能量密度和功率密度小、循环寿命短且易造成环境污染。在铅酸电池基础上发展的长循环寿命铅碳电池有可能在未来兆瓦级储能系统中得到应用。
液流电池是一种容量型电化学储能装置，优点是安全性高、循环寿命较长、回收再生容易，缺点是系统复杂、能量密度低、系统运维成本较高。目前，全钒液流电池的模块技术已经基本成熟，但国产新型隔膜的稳定化生产仍存在问题。另外，虽然全钒液流电池的模块效率可以达到80%以上，但系统整体运行的实际能量效率较低（53%～72%），影响了该技术的大规模商业应用。
钠硫电池储能密度高，可实现大电流、大功率放电，但运行时温度很高（300oC以上），几年前曾发生储能电站燃烧事故，可靠性和安全性受到质疑。日本NGK公司是国际上第一个将钠硫电池产业化的机构，全球运行的钠硫电池储能电站装机容量已达450兆瓦时/3000兆瓦时。
●超级电容器储能
相对于电池储能，超级电容器能量密度很低，但工作温度范围宽，充放电速度快，反复充放电次数可达几万次。因此，超级电容器储能适合于需要提供短时较大脉冲功率的场合，如应对电压暂降和瞬时停电、抑制电力系统低频振荡以及提高电能质量等。目前，美国、日本、俄罗斯的产品几乎占据了整个超级电容器市场，国内能够批量生产并达到实用化水平的有上海奥威、宁波中车等公司。但是，能量密度低、成本高，多单体串联时带来的一致性检测问题以及寿命和安全问题仍是超级电容器发展面临的主要挑战。随之而来的新的发展方向有超级双电层电容器、锂离子混合型超级电容器、石墨烯柔性超级电容器等，为超级电容器的发展提供了新思路。
化学储能
虽然抽水蓄能和压缩空气是大规模电网调峰的首选储能方式，但两者都受到地理条件的严格限制，推广范围有限。化学储能以氢能、合成燃料等清洁可再生能源的直接或间接存储为代表，虽然目前成本较高，但在未来可能应用于电网的规模调峰和调频。
储氢系统利用电解水技术或其他技术得到氢气，将氢气存储于储氢装置中，再利用燃料电池技术将存储的能量回馈到电网，或将氢气通过管道输送，直接应用到氢气产业链中。欧洲有多个配合新能源接入使用的氢储能系统的示范工程：德国在普伦茨劳市建立了风能-氢能混合动力发电厂；意大利在普利亚地区建设了39兆瓦的氢储能系统；法国在科西嘉岛建设了200千瓦的氢储能系统；挪威在西海岸建设了55千瓦的制氢和10千瓦的氢发电系统。
从技术层面来讲，如何进一步提高储氢材料的储氢容量、循环稳定性以及降低氢生产及输运成本是研究者仍在解决的问题。
合成燃料有很多种，如把煤、油页岩或沥青砂转变为石油或汽油，从污水和淤泥中提取甲烷，从生物质中提取乙醇等其他碳氢燃料。利用植物的自然光合作用或者新型光化学转换材料的人工光合作用，将光能转化为生物质能或化学能并加以储存和释放，也是一类重要的化学储能方式。目前，合成燃料面临的主要问题是反应过程复杂，副反应较多，工艺尚不成熟，催化剂的选择和反应过程的设计还有待进一步改进。
储热蓄冷
储热方式主要有显热储热、潜热储热（也叫相变储热）和化学反应储热三种。其中，显热储热与物质的比热容、密度等相关，主要应用于建筑取暖、生活用热水、农林作物干燥、空气加热干燥系统以及太阳能热发电系统等。
相变储热材料主要有有机类、熔融盐类、合金类和复合类等，其应用研究主要集中在太阳能热发电系统储热、地面太阳能的直接热利用、建筑物围护结构储热和转移电力峰值负荷、平衡电力应用的空调储热、工业余热废热回收系统储热以及保暖服装、冷敷保健、仪器散热等领域。从目前煤改气和煤改电的趋势来看，与多能互补相配合的储热技术将在我国北方地区获得广泛应用。
“可再生能源+储能”是未来新能源发展的必然选择。加强先进储能技术研究，推动储能产业发展，对于促进我国能源生产和利用方式变革，普及应用可再生能源，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系具有重要的战略意义。
