近日，国家能源局局长章建华在人民日报发表文章表示，“加快推进能源技术装备自主化进程，力争在大规模储能、智能电网、先进核电、氢能和燃料电池等重点领域取得突破，抢占能源转型变革先机”。
大规模储能技术，即时间长、功率大，适用于电网的储能技术。大规模储能技术需满足安全、性价比高、环境友好等条件。大规模储能技术被认为是支撑可再生能源普及的战略性技术，在电力系统发展和能源变革有望发挥重要作用。目前主要应用的几种储能技术，各有其优缺点。
抽水蓄能
抽水蓄能作为一项100年历史的技术，是目前最为成熟的储能技术，到2018年底国内已建成34座抽水蓄能电站，总装机容量有30025MW。这种储能原理为利用上下水库的地势高低差、对势能和电能进行转换，除了充放电过程中的能量损耗，自身的损耗极低，可实现高达80%的转换效率，而且使用寿命长，储能成本相对较低廉。但是抽水蓄能能量密度低，初次投资成本较高，受地形、生态环境等条件的限制，建设周期较长，经济性差、投资回报周期长。
压缩空气储能
压缩空气储能原理为利用低谷电用压缩机将空气压缩并存于储气室，待高峰电时将空气加热从储气室释放驱动发电。储气室可利用现有盐穴、废弃矿井等等，节省部分投资资金，而且储能系统具有寿命长、效率高、成本低、安全环保等优点，且建设周期较短，与其他储能技术相比，压缩空气储能系统还具有投资少、运行维护费用低、动态响应快、运行方式灵活、经济性能高、占地面积小的特点。以常州金坛盐穴压缩空气储能项目为例，电换电效率可达到60%。国内贵州毕节、河北廊坊、江苏常州等地已有项目实施，另有山东肥城、陕西榆林等地也有压缩空气储能项目签约。
锂离子电池因其能量密度高、使用寿命长等特点，近些年来在储能市场的电化学储能装机中占据领导地位。2018年储能装机量中，锂离子电池仅次于抽水蓄能。目前电化学储能装机中，锂离子电池占比达94%。锂离子电池虽然在运行度电成本和安全方面还存在一些问题，而随着电动汽车的推广应用，锂电池储能成本正在不断下降，储能应用场景逐步成熟。
液流电池
液流电池目前技术最成熟的体系之一全钒液流电池，早期有铁、铬液流，由于储能介质为水溶液，耐高低温，不易发生爆炸和燃烧，安全环保、寿命长，而且电解液可反复循环利用。电池充放电循环次数在15000次以上，使用年数在15年到20年，循环寿命长。能量转换效率高、约80%，响应速度快，可深度放电，适合大电流快速充放电。此外液流电池储能容量大选址自由，从数百千瓦时至数百兆瓦时，尤其适合大容量固定储能场合。全钒液流电池成本与铅蓄、锂离子电池相比依然较高。
铅酸电池/铅炭电池
铅酸电池向来以其高安全性、价格低廉、可靠等优秀品质，是比较成熟的电化学储能技术。但存在循环寿命短、不可深度放电、运行和维护费用高等缺点，且废弃电池对环境产生污染。经过技术改进的铅炭电池在保持原有优点的同时，大幅度提高了循环寿命、比功率和低温性能，目前也已在储能领域广泛应用。
钠离子电池
与锂离子电池相比，钠离子电池发展缓慢。相比较而言钠离子电池具有高比容量和循环稳定性的特点，以钠镍电池为例，其适应温度范围广、安全性高、循环寿命长。且作为储能关键元素钠元素的存储量远高于锂，使钠镍电池成本远低于锂离子电池。此外还有水系钠离子电池，克服了传统水系电池的高污染、寿命短的缺点，能够满足大型储能系统安全、长寿命、低成本、环保等要求。
氢能
氢能能量密度高，氧化后释放能量后生成水，安全环保。氢气既可以通过燃烧产生热能，在热力发动机中产生机械功，又可以作为能源材料用于燃料电池，或转换成固态氢用作结构材料。氢气的来源多种多样，可以利用风电、光伏等弃电进行电解水制备，也可利用甲醇重整制氢、煤电制氢，在储存环节可以以气态、液态或固态的氢化物出现，能适应贮运及各种应用环境的不同要求，但目前氢能的制氢、储氢环节成本较高，氢能技术还有待进一步发展促进成本下降。近期氢能市场大热，多个省市有规划氢能产业园、发布氢能发展路线。
（图片源自《中国电力》发表的“我国大规模储能技术发展预测及分析”）
