3.1 储能产业链框架
3.2 不同储能技术在储能容量、储能时长等方面存在差异
3.3 不同储能技术优劣势、应用场景等方面存在差异
传统储能方式抽水蓄能发展成熟，但建设周期长 受自然条任限制，末来发展空间有限， 新型储能项目成本仍然过高。
3.4 抽水蓄能：受自然条件限制，建设周期长，市场格局相对稳定，以大型国企为主
抽水蓄能是指在用电处在低谷时期，新能源发电多、电网不能完全消纳时，抽水蓄能机组将水从下水库抽到上水库，将电能转化为势能储存起来;在用电高峰时期，抽水蓄能机组开启发电模式，释放上水库的水，推动水轮机发电，将势能转化为电能。抽水蓄能是当前最经济的大规模储能技术，但储能设备选址受限，项目开发周期较长。
3.5 压缩空气储能：未来长时储能主流路线之一，大型央企、民企是主要推动力量
压缩空气储能，在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，并将空气高压密封；在电网负荷高峰期，释放压缩空气，推动汽轮机发电。压缩空气储能是一种能够实现大容量、长时间储能的电力储能系统，是极具潜力的大规模储能技术。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，其中蓄热式（绝热）系统为主流。
3.6 飞轮储能：短时、高频、大功率充放电，应用于不间断电源、轨道交通等领域
飞轮储能是一种源于航天的先进物理储能技术，是指利用电能驱动飞轮高速旋转，将电能转换为机械能， 在需要的时候通过飞轮惯性拖动电机发电，将储存的机械能变为电能输出（即所谓的飞轮放电）的一种储能方式。适用于不间断电源 (UPS）、轨道交通、电网调频、电网调峰等高功率、短时间放电、频繁充放电的场景。
3.8 氢储能：为大规模储能提供新思路；以高压储氢为主，固态储氢技术上有待突破然
氢储能将水电解得到氢气和氧气，利用富余的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存企业，在电力输送不足时利用氢气通过燃料电池或其他方式转化为电能。氢储能是极具发展潜力的规模化储氢技术，可用于氢燃料电池汽车、可再生能源消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场景。如何实现经济、高效、安全的储氢技术，是氢利用走向实用化、产业化的关键。
3.9 热储能：熔盐储热作为一种长时大容量储能技术，应用于光热发电和火电机组改造
光热发电经过“光能-热能机械能-电能”的转化过程，通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳能汇集到集热车专置，加热集热装置内熔盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，蒸汽驱动汽轮机带动发电机发电。熔盐作为传热介质实现太阳能到热能的转换，作为储能介质可以实现将热能和电能的双向转换，适用于光热电站、火电厂储能改造、工业余热储能、风光弃电储能、交通运输储能等多种领域。
3.10 电化学储能：产业链完备，锂电池主导，工商业储能引领
电化学储能利用电化学电池将电能储存起来，在需要时释放电能。电化学储能包含锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等，是目前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，其中锂电池占据主导，以宁德时代、比亚迪为代表，液流电池、钠电池末来有望得到推广应用。按应用领域分类可分为动力电池、储能电池、消费电池，在源网荷电力系统中，作为新能源配储、辅助电网侧调峰调频、工商业储能备电等。
3.11 储能应用场景：储能在新型电力系统建设中，担当基础重要角色
2021年3月，中央首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统；2023年1月，国家能源局印发《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标、以最大化消纳系能源为主要任务，以“源网荷储〞互动与多功能互补为支撑，储能在新型电力系统建设中发挥重要作用。电源侧：储能产品可在用电谷时存储电力，用电高峰时释放电力，补充用电缺口，弥补新能源发展的问歇性和波动性问题；电网侧：储能通过大规模存储和释放，用于调峰、调频等辅助服务系统及备用，保障电网的稳定运行；用户侧：解决用户侧能源短缺并提供能源修复，保障正常工作、生活用电。
3.12 储能应用场景：源网荷储互动，协调调度，保障电力安全稳定运行
储能技术可实现电力在供应端、输送端和用户端之间的稳定运行，是可再生能源发电实现供需稳定的重要条件。
