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物理储能：
储能几个关键技术指标：储电成本、安全性、响应速度、效率和能量密度。抽水蓄能为什么可以应用这么广泛，主要原因还是储电成本低，很安全。抽蓄响应速度虽然不算很快，但也能满足作为调频厂的要求。储电成本其实已经综合考虑了效率和能量密度的影响。虽然抽水蓄能的效率和能量密度远比不上电池，但也不影响其商业化。
压缩空气：和抽水蓄能相似，压储同样采用叶轮机械作为储能和释能的部件，这有利于形成规模效应，降低功率成本。但由于压缩空气储能涉及传热，传热就有其固有的㶲损失和传热速率问题，理论上压缩空气储能的效率和响应速度这两个关键指标都不可能超过抽水蓄能。压缩空气储能技术路线包括液化空气储能，中温压缩空气储能，液体活塞式压缩空气储能三种。
液化空气储能的噱头是能量密度大，但实际上空气液化后其主要可用能已经转换为蓄热器和蓄冷器的热量㶲和冷量㶲，液体的压力能几乎忽略不计，按照液化空气的体积计算能量密度是搞错了分母。并且空气的液化过程极难，传热㶲损失是最大的，理论效率是这几种方案里最低的。
液体活塞式压储理论上效率和响应速度都是最优秀的，个人也认为是最值得探索的方向。因为液体活塞式压缩未来还可以用在氢气和天然气的等温压缩（Linde），地下洞穴业未来可以用来储氢或天然气（氢泄漏问题有待评估）。既然抽水蓄能可以保证商业化，那么就应该让储能原理尽可能地靠近抽水蓄能。
可能存在的问题：
1等温压缩的能量密度低，可能导致该技术和抽水蓄能一样存在地理条件约束。
解决方案：
储热技术也是一种被商业化的低成本成熟储能技术（如太阳能热水器），而且和叶轮机械组成的压储系统有很好的的配合性（热力循环就是由压缩和加热组成）。因此应该发展热储+压储的组合系统，热量来源可以是热泵，也可以是槽式太阳能集热器（但需要特定地理位置）。但空气透平的变工况性能不如冲击式水轮机，采用加热空气作为释能介质会导致系统的变工况性能恶化，系统响应速率变慢。
2抽水蓄能和压缩空气的响应速度较慢。
解决方案：
抽水蓄能（或液体活塞压缩空气储能）和电池储能是目前发展最为成熟、应用最为广泛的两种储能技术。考虑到两者具有不同的响应速度、放电时长、功率等级、成本等技术性和经济性特点，将两者组合形成混合型储能系统，可充分发挥两者的互补优势。理论上最合适抽水蓄能的场景是电网侧储能（一次调频、二次调频、无功调压），其次是负荷变化较为规律的用户侧，最后才是发电侧。且发电侧应该优先考虑波动较为平滑的光伏，最后才考虑用于风电。
电化学储能：
对于电池来说，其响应速度都非常高，因此安全性和成本就是两个最重要的问题。值得指出的是，很多报告对比了电池的能量密度，但我认为该参数实际意义不大。因为能量密度越低，实际上热失控的可能性越小，反而更加安全（例如动力三元电池能量密度高，但是安全性较差）。目前看安全系数较高的是磷酸铁锂电池，钛酸锂电池，钒流电池，钠离子电池。
这四类电池我个人看好磷酸铁锂电池和钠离子电池。主要在于钛酸锂电池耗费锂资源较多，受材料成本影响太大。钒流电池运行温度范围太窄，对热管理提出的要求更高，这对安全性来说不利。并且钒流电池目前主要是中科院大化所研发，钠离子电池由宁德时代等企业进行研发，相对来说企业实现商业化突破的可能性要大一些（融资简单）。
氢能（其实也是电化学）：
氢气储能：氢燃料电池效率低是最大的问题。虽然有SOFC之类的技术可以提高效率，但高温带来了成本增加，加压困难的问题，因此不看好氢燃料电池方案。实际上常温下电解水和氢燃料电池的效率都只有六十多，理论极限也只有80%，电解+放电算下来总效率只有40%，且设备不便宜，安全性也不算高。因此氢作为储能介质的方案要排到其他储能方案之后。
氢气作为燃料：按照相同的热值算，氢气只有到每公斤7元才能替换天然气（不考虑安全性），目前最便宜的电解氢气也要18元每公斤。虽然有天然气掺氢的示范项目，但距离商业化还是遥遥无期。
氢气作为化工原料：最主要的应用场景是炼油和合成氨，虽然行业产能过剩，但不存在氢能转化为电能时的放电效率问题，目前来看仍是最靠谱利用方案（碳关税的征收是一个重要契机）。
