风光水火储也好，风光氢储也好，储是关键。而这个“关键”的本质，比的就是成本、就是可及性。氢，这个人类的终极能源，全面实现产业化还有非常长的路要走，可能五年，可能不止。绿电慢慢的变多，消纳越来越难。在这个窗口期，锂明显不够用，钠离子、全钒液流、铁铬液流不断成熟。
最近，赶碳号发现，空气压缩这个本来很传统、很冷门且小众的储能细致划分领域，居然规划产能已达6GW，随时迎来爆发性增长也未可知。
光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性。风电出力日内波动幅度最高可达 80%，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显。光伏日内波动幅度 100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0，此外光伏易受天气影响，天气阴晴对光伏发电系统实际有功功率的影响很明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。
正是风电和光伏的这些不稳定的特点，对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并慢慢的变成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。
电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再次生产的能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能大多数都用在电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。
然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。
自2017年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业高质量发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。
2021 年 7 月，国家发改委发布的《关于加快推进新型储能发展的指导意见》，提出至2025 年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW 以上。同月发布的《关于加强完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，另外的地方原则上不低于3:1。
2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。
根据 CNESA，全球2021年新增装机量为18.3GW，同比增长181.30%，截至 2021年底，全球已投运储能项目的累计装机量达209.4GW，同比增长 9.58%。
中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国2021年新增装机量为 7.7GW，同比增长140.63%。截至2021年底，中国的累计装机量达到43.3GW，同比增长21.63%。
截至2022年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%，预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。
储能：在电网负荷低谷期间，通过压缩机压缩空气存储电能，并将压缩空气运输至废弃盐洞等能承受压力的容器中;
放电：在电力紧张时，放出储气库内高压气体，并将气体加热升高至一定温度后输送至膨胀机，将压缩空气的势能转变为膨胀机的机械功输出，驱动发电机发电。
按是否分为热压分储，压缩空气储能可分为补燃式和非补燃式两类。我国现有投产均为非补燃式，其中，又以蓄热式（绝热）系统为主流。
补燃式系统仅存储了压力势能，热能靠燃料在燃烧室中的燃烧提供，20世纪国外已投产项目采取该技术路线%。
非补燃式，将压缩过程产生的压缩热以热能的形式存储在蓄热罐中，效率可提升至60%-70%。其中，绝热系统实现了对压缩热的回收再利用，大幅度的提高了系统效率。
江苏金坛盐穴压缩空气储能电站，是由中国华能、中盐集团、清华大学等多家产学研单位，历时两年建成世界首座非补燃式压缩空气储能电站。项目一期储能装机60兆瓦，远期规划建设规模1000兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期规划规模达1000兆瓦，转化率为60%。
根据统计，压缩空气储能项目单位投资成本呈持续下行趋势，从2014年投产的安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目的60元/W（效率33%）一路下行，当前开工/可研/签约项目单位投资成本最低已达5-6元/W，已接近抽蓄的5.5-7.0元/W（来源于中国储能网）。
据中国科学报有关报道，一套10MW压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本在0.3~0.5元/度。
根据《压缩空气储能技术探讨研究现状与展望》，基于目前的设备制造水平并扣除由于热回收效率等各类不可避免的损失，压缩空气储能在理论上的系统效率可达到 70%~80%。
据中国科学报报道，当前投产的张家口项目效率已达70.4%，相较2013-2014年投产项目的30-50%左右明显提升。另外，项目规模普遍已从早期的KW级提升至百MW级，现有签约项目最大已达1GW/6GWh。同10MW系统相比，100MW系统将提高效率10%，单位成本下降30%。
随着技术进步提升能量转化效率+项目规模的提升，单位投资成本有望继续下行。据中科院工程热物理研究所陈海生介绍，压缩空气储能系统寿命达到30年以上，储电的成本可下降至0.3元/度。
根据国海证券测算，当压缩空气储能项目单位投资成本为6元/W、储能时长5h，循环次数350次（全年一充一放），充电电价为0.2元/KWh时，其度电成本为0.57元/KWh；循环次数700次（全年两充两放），其度电成本为0.43元/KWh。
根据国海证券统计，截止到2022年9月底，我国压缩空气储能累计装机容量182.5MW；在建/筹建项目已达6.32GW（不完全统计）。
2019年-2022年9月底，我国在建/筹建压缩空气储能项目合计已达6.3GW（不完全统计）
压缩空气储能产业链上游包括设备（压缩机、膨胀机、换热器等）、盐穴/储气罐等。从投资占比来看，压缩空气储能项目建设大致可分为核心设备、别的设备、电气控制管理系统、土建及施工等，其中核心设备支出占比在总建设成本的40%-50%，主要是空气压缩机和透平膨胀机。据《压缩空气储能技术与发展》等显示，压缩空气储能的储气库包括盐穴、废旧矿洞、人工硐室、高压气罐等多种形式。盐穴、废旧矿洞和人工硐室均可用作大型电站建设，盐穴单位投资成本最低（主要成本在于初期改造和后期维护）；低温储罐和高压气罐通常用于中小型电站，且多处于试验阶段，单位投资成本普遍高于地下储气库。因此，从经济性和储气规模考量，现阶段在建、已投产项目多采用盐穴、矿洞改造、人工硐室。
