电网储能

电网储能（Grid energy storage)，也称为大规模储能（large-scale energy storage）是在输电网路内大规模储能方法的总称。在电力充足且廉价时（特别是产自间歇性再生能源，例如风能、潮汐能和太阳能的电力）或电力需求较低时将多余电能储存，在需求较高时再送回电网，且收取较高的电价。截至2020年，全球最大的电网储能形式是筑坝式水力发电，包含常规水力发电，加上抽水蓄能发电两种。
由于电池储能技术已有长足进展，使得商业上可行的项目能在电力生产高峰期间将其储存，然后在需求高峰期间释放，也会在发电厂发生意外，电力产量下降时释放，而为需量反应较慢的发电能源争取启动运行所需时间。是透过再生能源或碳排放相对较低的能源产生的电力，进行水电解而产生，就资本支出而言，绿氢是比抽水蓄能发电或是电池储能更为经济的长期储能手段。
有两种电网储能的替代方案 - 建立尖峰负载发电厂来填补供应缺口和需求量，将电力负载转移到其他电力需求较低的时间产生。
优点.
任何电网都必须将电力生产与消费相互匹配，但两者会随时间而有巨大变化。储能和需量反应的任何组合都具有以下优点：
太阳能、潮汐能和风能三者在本质上会在时间尺度中有变化，维持的时间从几分钟到几周或更长时间不等 - 产生的电量随著一天中的时间、月相、季节和天气等随机因素而变化。因此如果电力公司不具储能能力会有特殊的挑战。将许多独立的风能发电厂连结可将整体变化降低，但太阳能光电在夜间无用武之地，潮汐能则会随月亮的轨迹而变化（潮汐每天会有四次低潮）。
公用事业在夏季电力需求产生高峰时，通常可利用更多的太阳能以满足需求。在冬季电力需求产生高峰时，当时较多的风能在较小程度上可与供暖需求匹配，满足部分需求。当太阳能和风能发电容量超过总发电量约20-40%之时，往往需要额外的投资来将其纳入电网、建设电网储能或进行需求管理。
如果电网中并未设置储能装置，依赖燃料（煤炭、生物质、天然气、核能）的发电容量必须按比例放大和缩小，以匹配间歇性电力的上升和下降（参见 ）。虽然水力发电厂和天然气发电厂可根据需求快速扩大或缩小发电规模，但风电、煤炭和核电厂需要相当长的时间才能完成反应。因此具有天然气或水力发电较少的公用事业公司更依赖需求管理、电网互连或昂贵的抽水蓄能发电。
法国顾问公司Yole Développement估计全球到2023年，"定点储能"市场可带来135亿美元的生意机会，而此市场于2015年的规模还不到10亿美元。
需求管理和电网储能.
需求方还可将电网提供的电力储存，例如为纯电动车和充电、区域供暖储能或储冰储能以为建筑物提供所需。目前前述的做法仅将一天中的非高峰用电储存下，也未将电力返还电网。
智慧型电表的效益之一 – "需求端分时电价"可降低电网储能的必要性。 家庭用户可选择较低电价的离峰时段来洗涤衣物、使用洗碗机、淋浴和烹饪。 同样的，商业和工业用户也可将部分生产移至离峰时段来达到节省成本的目的。
风力发电量的不可预测性所造成区域影响，催生出"互动式需量反应"新需求，这种方式让电力公司可与用户需求进行沟通。以往这类做法仅限于与大型工业用户合作，但现在则能扩大到整个电网的用户。例如欧洲的一些大型项目将风力发电的变化与工业食品冷冻库的负载变化连结起来，以对温度做微小调整。如果在整个电网内进行沟通，那么在暖气/空调温度进行微小变化将可立即改变整个电网的耗电量。
美国能源部于2013年12月发布的一份报告进一步描述储能和需求管理对电网的好处："进行电力系统现代化将有助于国家应对能源需求的挑战，包括整合更多再生能源和提高不可再生能源生产的效率来应对气候变化。电网若要进步，必须保持强大且有韧性的电力输送系统，同时改进营运能力、降低成本、提高可靠性，并延迟和减少在基础设施的投资。最后，由于储能设施能够提供备用电源以及电网稳定服务，因此对于紧急应变具有关键性的功能。"此份报告由、、、、桑迪亚国家实验室和西北太平洋国家实验室的核心开发人员小组合力撰写，这些单位都在从事电网储能的开发工作。
电网储能应用.
储能设施是电网的宝贵资产。它们可提供、和不断电系统等优势和服务，以提高效率和供电安全。这对于以及对更有效率和永续的能源系统变得越来越为重要。
许多储能技术（抽水蓄能、电池、液流电池、飞轮储能、双电层电容器等）都适合电网规模应用，但各有其特点。例如抽水蓄能因其大容量和发电能力，非常适合大容量承载应用。然而适合抽水蓄能的地点有限，仅为处理局部电力品质问题时，这种储能的用处就不大。另一方面，飞轮和电容器在维持电力品质方面最有效，但缺乏大型应用的容量。这些限制是对储能适用性的自然限制。
一些研究报告激发人们的兴趣，并调查不同最佳能量储存的适用性或选择。根据当前已有项目以比较最先进储能的用途。另有研究则进一步评估彼此的储能能力，并采多个标准对它们的适用进行排名。另一篇论文透过对储能等效电路的研究和建模提出一种评估方案。一些研究也提出索引方法，但仍处于新开发阶段。为获得并网储能系统更大的经济潜力，有必要针对储能系统的一个或多个应用提供多种服务的组合。经过此，能透过单一储能而实现多个收入来源，并提高利用率。其中两例，一是反应频率和储备服务的组合，另一是利用用户负载调整尖峰需求，以平缓电力供应。
储能形式.
空气.
压缩空气.
一种电网储能方法是使用离峰或再生电力将空气压缩，然后储存在旧矿井或其他特定地质中。当电力需求较高时，可使用少量天然气将之加热，促使压缩空气膨胀，驱动发电。
压缩空气储能的效率通常约为60–90%。
液态空气.
另一种储能方法是将空气压缩和冷却，将其变成液态后储存，需要时再予膨胀，转动涡轮机发电，储能效率高达70%。
于英国英格兰北部正在建造一座商业液态空气储能工厂，
于2022年投入商业运作。该工厂的储能容量为250百万瓦时）（MWh），将比全球最大的锂离子电池 - 位于南澳洲的的容量大上近一倍。
压缩二氧化碳.
气态二氧化碳可被压缩，进行电网规模储能。这种气体非常适合此种角色，二氧化碳可在环境温度下压缩而液化。可无限期地储存在高压钢瓶中，以便在需要时使用。
该技术的主要倡导者是新创公司Energy Dome，该公司于2022年在萨丁尼亚建造一座2.5百万瓦/4百万时示范工厂。公司声称往返效率为75%，预计储存容量成本为220欧元/千瓦时，是锂离子电池的一半。
电池.
早期曾使用电池来储存直流电。在交流电网电源不易取得的地方，由风力发电机或内燃机运转的独立发电设备为小型马达提供电力及照明之用。电池系统可于不启动引擎或无风时运行，提供负载。使用较新的锂离子电池，其效率通常约为80%至90%以上。
连接到大型固态转换器的电池系统已被用于稳定配电网路。一些电网电池与再生能源发电厂位于同一地点，或是为平顺间歇性风能或太阳能输出的电力，或是在再生能源发电厂无法直接发电时将电力输出（请参阅本文举例部分） ）。这些混合系统（发电和储能）可减轻电网的压力，也可以实现自给自足并"离网"工作（请参阅）。
固定式储能电池不受质量或体积限制，与电动车应用相反。然而，由于涉及大量的能源和电力，每电力或能源单位的成本非常重要。评估电网规模储能技术的相关指标是$/Wh（金钱/瓦特），而非Wh/kg（瓦时/公斤）。由于驱动电动车电池的改进，让电化学电网储能成为可能，电池的生产成本迅速下降到300美元/度（千瓦时）以下。主要工业利用优化生产链，将目标定为到2020年抵达150美元/千瓦时，但实际上已达到140美元/千瓦时。电池价格的下降速度一直超出大多数人的预期，预计到2021年将达到132美元/千瓦时。这些电池依赖锂离子技术，适合行动应用（高成本、高密度）。针对电网，应注重每千瓦时的成本。磷酸铁锂电池因其成本低、规模大，且能量密度适合许多应用，而越来越多用于车辆和电网储存。
电网电池储能技术.
钠离子电池是种锂离子电池替代品，廉价且可持续，钠比锂更丰富、更便宜，但它的功率密度较低。然而此种电池仍处于早期发展阶段。
汽车导向技术依赖固体电极，其具有高能量密度，但需要昂贵的制造过程。液体电极是一种更便宜且密度较小的替代品，因为它们不需任何处理。
熔盐/液态金属电池.
这类电池由两种由电解质隔开的熔融金属合金组成。它们制造简单，但需要数百摄氏度的温度才能让合金保持液态。此技术包括一称为ZEBRA的技术、钠硫电池和液态金属。日本和美国正在使用钠硫电池进行电网储存。>电解质由固体β氧化铝组成。液态金属电池由麻省理工学院教授领导的团队开发。 麻省理工学院的衍生公司Ambri负责市场推广，该公司目前已签约为内华达州雷诺附近的TerraScale数据中心公司安装首座250百万瓦时的系统。
液流电池.
液流电池将电力储存在液体中，例如室温水溶液中的过渡金属离子溶液。液流电池的优点是在2-4小时的充放电时段，或在使用寿命长 (多年)时，具有较低的建置成本。然而液流电池在能量效率方面不如锂离子电池。 目前液流电池被部署于储存来自风能和太阳能等间歇性再生能源生产的电力。 
全钒氧化还原液流电池是技术和商业上最先进的液流电池。目前在不同地点安装数十个此种电池系统，包括： （澳大利亚）、北海道苫里风力发电厂（日本），也有非风力发电厂应用。 （爱尔兰）将安装12百万瓦时的此种液流电池。这些储能系统的目的是将瞬态风速波动予以平顺。
举例.
在波多黎各，有一容量为20百万瓦、可持续15分钟（5百万瓦时）的系统，用来稳定岛上的电力。 于2003年，阿拉斯加州费尔班克斯安装一27百万瓦，可持续15分钟（6.75百万瓦时）镍镉电池组，以稳定长途输电线路末端的电压。.
一座由委建的于2014年开始启动。
于2016年，有将锌离子电池用于电网储存应用的建议提出。
于2017年，在该州安大略的米拉洛马变电站安装396个冰箱大小的特斯拉电池组。这些电池部署在两个模组中，每个模组容量为10百万瓦（总共20百万瓦），每个模组能够运行4小时，而增加高达80百万瓦时的储存容量。此电池组能为15,000个家庭提供四个多小时的电力。
比亚迪建议使用传统的消费性电池技术，例如磷酸铁锂（LiFePO4）电池，将许多电池并联后运作。
美国最大的电网蓄电池有伊利诺州Grand Ridge发电厂的31.5百万瓦电池和西维吉尼亚州Beech Ridge的31.5百万瓦电池。 于2015年建造的两个电池组为400百万瓦时（100百万瓦，4小时）南加州爱迪生电力公司专案和夏威夷考艾岛的52百万瓦时专案（将13百万瓦太阳能发电厂的输出完全转移到晚上使用）。另有两个电池组位于阿拉斯加费尔班克斯（使用镍镉电池，40百万瓦，持续7分钟）和德克萨斯州（使用铅酸蓄电池，36百万瓦，持续40分钟） 。德国吕嫩正在建造由梅赛德斯-宾士集团电动车淘汰电池组成的13百万瓦时电池组，预计这种电池用于第二次服务的寿命为10年。
美国于2015年安装221百万瓦的电池储能设备，预计2020年总容量将达到1.7吉瓦（Gw，十亿瓦）。
英国于2018年在英格兰东部哈特福郡安装50百万瓦锂离子电网电池。 剑桥郡的50百万瓦电池储能开发案和南约克郡巴恩斯利的40百万瓦电池储能开发案于2021年2月开始建造。
特斯拉于2017年11月在南澳洲安装100百万瓦、129百万瓦时的电池系统。表示，"此电池储能与传统同步发电机组相比，运作既快速又精确"。
电动载具.
各公司目前正在研究使用电动载具来满足电力尖峰需求的可能性。停车并连接电源的电动载具可在高峰负载期间出售电池中的电力，并在夜间（在家）或非高峰期间充电。
插电式混合动力车或电动汽车可以因其具有储电能力而被用于储能用。可采V2G技术，将每辆配备20至50千瓦时电池组的车辆变成分散式负载平衡装置或紧急电源。假设每个家庭年消耗电力为3,650千瓦时，表示平均家庭每天需要10千瓦时的电量，即每辆车可提供2到5天所需的电力。一些电力公司计划使用旧的插电式混合动力车电池来储存电力。但使用V2G储能的一个很大缺点是每次储存循环都会使电池经历一次完整的充放电循环，而对其造成耗损。 然而一项主要研究显示智慧使用V2G的储能实际上可延长电池的使用寿命。传统（含钴）锂离子电池会随著循环次数的增加而耗损，新型锂离子电池在每次循环中不会有明显耗损，因此具有更长使用寿命。有种方法是在电网储能中使用旧的汽车电池，这类电池预计将在十年内仍可发挥储能的作用。如果大规模进行，那么保证更换因使用而退化的车辆电池就变得更加容易，因为旧电池另具价值并且可立即使用。
飞轮.
这种储能方法所依赖的是机械惯性。当电力输入时，电动机会将重型转盘加速旋转。反过来，马达将充当发电机，将圆盘减速并产生电力。电能被储存为转盘的动能。必须将摩擦力保持在最低限度以延长储存时间。通常是将飞轮放置在真空中，并使用磁力轴承以达成，但往往此法价格昂贵。飞轮速度越大，储能容量越大，但需要坚固的材料（例如钢或复合材料）来抵抗离心力。此法不适合一般电力系统应用。而可能最适于铁路电力系统的负载平衡应用，以及提高再生能源系统（例如爱尔兰的20百万瓦系统）的电力品质。
使用飞轮储能是那些在很短的时间内需要非常高功率的突发应用，例如托卡马克（用于核融合的环磁机）和雷射实验。
飞轮储能机目前也以柴油机不间断电源的形式使用，为不间断电源系统（例如大型资料中心中）提供资料传输过程中所需的电力- 即相对少量的主电源断电和备用电源（例如柴油发电机）启动之前的极短时间内所需。
这个解决方案已在亚速尔群岛中的Graciosa及Flores两个岛屿实施。该系统使用18百万瓦/秒功率的飞轮来改善电能品质，而增加使用再生能源。这些系统被设计用来平顺电力供应的瞬态波动，而无法用于应付超过几天的停电。
澳洲的Powercorp公司持续在开发使用风力发电机、飞轮和低负载柴油机 (LLD) 技术的应用，尽力提高小型电网的风力发电量。安装在西澳大利亚州珊瑚湾的系统使用风力发电机以及飞轮控制系统和LLD。飞轮技术使风力发电机有时能够提供珊瑚湾95%的能源供应，年总风能发电渗透率达到45%。
氢.
氢正被开发为一种电能储存介质——先产生氢气，然后压缩或液化，低温储存在-252.882°C状态，然后转换回电能或热量。氢可用作可携式（车辆）或固定式发电的燃料。氢的优点（相较于抽水蓄能和电池）在于它是一种高能量密度燃料。就资本支出而言，由水力发电的电力，将水分解出的绿氢是一种比抽水蓄能发电或电池更经济，长期再生能源储存方式。
氢气可运用蒸汽将天然气重整，或将水电解成氢气和氧气来产生（参见）。重整天然气会产生副产品二氧化碳。和可提高氢气生产效率。然后在内燃机或燃料电池中将氢转换为电能。
在储氢中，从交流电到交流电的转换效率被证明约为20%至45%，因此有经济上的限制。购电和售电之间的价格比率必须至少与效率成正比才能在经济上可行。氢燃料电池可快速响应，以纠正电力需求或供应的快速波动并调节频率。氢气能否利用既有的天然气基础设施取决于管线材料、接头标准和储存槽的承受压力程度。
储氢所需的设备有电解装置、氢气压缩机或液化器以及储存槽。
生物氢（利用生物质生产氢气）是一种正在研究中的方式。
微型热电联产（microCHP）可使用氢气作为燃料。
一些核电厂有可能从与氢气生产的共生中受益。高温（950至1,000°C）气冷第四代核反应炉具有利用硫-碘循环中的核热，透过热化学方式从水电解氢气的潜力。第一个商业反应炉预计将于2030年建成。
于加拿大纽芬兰-拉布拉多省的一个偏远社区拉米亚（Ramea）在2007年启动一项使用风力发电机和氢气制造机的社区试点计划。挪威小岛市乌齐拉 (Utsira) 从2004年起即持续进行类似的计划。
地下储氢.
所谓地下储氢是在洞穴、盐丘内和枯竭油气田储存氢的做法。英国帝国化学工业公司 (ICI) 已在洞穴中储存大量气态氢多年，尚未遇到任何困难。一项欧洲名为Hyunder的计划于2013年表示，为储存风能和太阳能产生的的电力，因为抽水蓄能和压缩空气储能系统容量不足，需要额外寻觅85个洞穴使用。
电力转燃气.
电力转燃气是将电能转化为气体燃料的技术。有两种方法，第一种利用电力进行水分解，并将产生的氢气注入天然气管道网络。第二种方法（效率较低）是利用电解和萨巴捷反应将二氧化碳和水转化为甲烷（参见天然气）。风力发电机或太阳能光电模组产生的多余电力或非高峰电力可经此利用而达负载平衡。燃料电池制造商Hydrogenics和天然气分销商Enbridge联手在加拿大利用现有的天然系统供氢气使用，开发这样的电力转天然气系统。
所谓氢气管道储存指的是使用天然气网路储存氢气。德国天然气网路在改用天然气之前系供城市煤气使用，这类气体大部分成分是氢气。德国天然气管网的储存能力超过200,000吉瓦时，足以满足几个月的能源需求。而德国所有抽水蓄能电站的装置容量仅40吉瓦时左右。透过天然气网路传输能量的损失 (<0.1%) 比电力网路 (8%) 少得多欧洲执行委员会之下的整合专案NaturalHy正研究利用现有天然气管道储存氢气。
将电力转为氨的概念.
此概念提供一种无碳能源储存的方式。当低碳电力生产过剩时，可用来制造氨燃料。先用电力将水分解成氢气和氧气，然后使用高温和高压将空气中的氮气与氢气结合而产生氨。液体氨与丙烷类似，氨与单独的氢气不同，后者很难在压力下以气体形式储存，也很难低温液化，在-253°C下储存。
储存的氨可用作运输和发电的内燃机燃料，或用于燃料电池，与天然气相同。一个标准60,000立方米液氨罐含有约211吉瓦时（GWh）的能量，相当于大约30座风力发电机机的年发电量。氨是干净能源：燃烧后释放水和氮气，并不释放二氧化碳，几乎不释放氮氧化物。氨除作为能源载体之外另有多种用途 - 生产许多化学物质，最常见的是肥料。鉴于这种灵活性，以及其安全运输、分配和使用的基础设施已经存在，使得氨成为未来一种大规模、非碳能源载体的良好候选者。
水力发电.
抽水蓄能发电.
全球抽水蓄能发电装置容量于2008年为104吉瓦，而有其他来源声称为127吉瓦，这种储能方式占所有电网储能中的绝大多数 - 其他类型的总和仅为约数百百万瓦。
许多地方使用抽水蓄能水力发电以平衡日常发电负荷 - 在非尖峰时段和周末，利用煤炭或核能的多余基本负载容量将水抽送到高处的蓄水库。这种储能方式通常在负载高峰时段能快速满足瞬时高峰需求。抽水蓄能可将消耗能源中约70%至85%回收，是目前最具成本效益的大型电力储存形式。抽水蓄能的主要问题是它通常需要附近有两个高度不同的水库，且需大笔资本支出。
抽蓄发电系统具有高度可调度性，能快速上线（通常在15秒内），使得这些系统能够非常有效调节消费者电力需求的变化。全球运转中的抽水蓄能发电装置容量超过90吉瓦，约占全球瞬时发电量的3%。抽水蓄能系统，例如位于英国威尔斯的，具有五到六个小时的发电能力，可用来平顺电力的变化。
另一例是中国浙江省的天荒坪抽水蓄能电站（装置容量1,836百万瓦），水库容量为800万立方公尺，垂直距离为600米（1,970英尺） 。水库可提供约13吉瓦时的重力位能（其中约80%可转为电能），约占中国日常用电量的2%。
一个利用抽水蓄能的新概念是将风能或太阳能产生的电力用来抽水。风力发电机或太阳能光电模组直接驱动水泵或可使这一过程更为有效，但效果有限 - 风能和太阳能发电仅在有风之日，或日间才能发挥作用。 于2013年发表的一项研究显示住户屋顶太阳能热水器与现有抽水蓄能设施结合，可取代福岛第一核电厂损失的核能发电量。
水力发电大坝.
具有大型水库的水力发电大坝也可在需求高峰时提供尖峰负载发电。在需求低的时期，水储存在水库中，到需求高时才放水发电。净效应与抽水蓄能相同，但没有抽水所需的电力。发电厂根据水库容量，可提供每日、每周或季节性负荷追踪。
许多现存的水力发电大坝相当古老（例如胡佛水坝建于1930年代），其设计比新型间歇性能源如风能和太阳能发电早了几十年。最初建造用于提供基本负载电力的水力发电大坝将根据进入水库的平均水流量来确定发电机的大小。增建额外的发电机可让这样的大坝增加峰值功率输出能力，而增加其作为虚拟电网储能单元运作的能力。美国垦务局报告称将现有水坝升级，投资成本为每千瓦容量69美元，相较之下，燃油尖峰负载发电机每千瓦容量的投资成本超过400美元。虽然升级后的水力发电大坝不会直接储存别种发电机组的多余发电量，但它的行为等效于在别种发电机组的高输出期间累积自己的燃料（将流入的河水储存）。升级后的大坝充当虚拟电网储存单元，是最有效的能源储存形式之一，因为它没抽水损耗（抽水消耗的电力），所损失的是水库中增加的蒸发和泄漏数量。
大型水库的大坝可透过控制河流流量以及提高或降低水位几公尺来储存和释放相应大量的能量。水库排放通常受到政府监管的水权的约束，以控制对河流下游的影响。例如在某些电网，基本负载发电厂中的火力发电厂、核能发电厂或风力发电机已在夜间产生过剩电力，无论是否发电，水坝仍需要释放足够的水以维持河流水位。反过来，尖峰发电容量则有限制，如果超过，可能会导致河流每天泛滥几个小时。
超导磁储能.
超导磁储能（SMES）利用超导线圈中的直流电所产生的磁场来储存能量。该线圈经过低温处理，使其温度降至低于超导临界温度。典型的SMES系统包括三个部分：超导线圈、功率调节系统和低温制冷机。超导线圈一旦充电，电流就不会衰减，磁能可以无限期储存。线圈放电后可将储存的能量释放回网路。功率调节系统使用逆变器/整流器将交流 (AC) 电源转换为直流电源或将直流电源转换回交流电源。逆变器/整流器在每个方向上约有2-3%的能量损失。SMES在储能过程中损失的电力较其他储能方式均少。 SMES系统效率高，往返效率大于95%。但其高成本是这种储能法商业化的主要限制。
SMES在冷却的能量需求以及能储存总能量的限制，目前仅用于短期能量储存。因此最常用于改善电能品质。如果将此用于公用事业，将会用于昼夜储存设备，在夜间利用基本负载电力充电，于白天释放，满足尖峰负载需求。
此储能方式要实用化，仍有重大的技术挑战需要克服。
热能.
在丹麦，直接大规模储存电力被认为成本太过昂贵，但该国已大量使用现有的挪威水力发电。相反的，利用现有的连接区域供暖系统的热水储存槽，通过电极加热或热泵加热则被视为更可行的方法。 储存的热量然通过区域供暖管道输送到住宅。
熔盐可用来储存收集的热量，以便在恶劣天气或夜间用于发电。
可将建筑物供暖和制冷系统透过热能储存在大型或是专用储热罐中。这种热储存可在非尖峰时段增加能耗（升高储能）并在电力高价的尖峰时段降低能耗（将储能释放）来提供负载转移，甚至更复杂的辅助服务。例如可利用非高峰电力来制冰，然后储存。储存的冰可用于建筑物的空气调节。其他的如储存的冰用于冷却燃气涡轮发电机的进气，提高峰值发电能力和峰值效率。
抽热蓄热电力储能系统（ pumped-heat electricity storage）使用高度可逆的热机/热泵在两个储存容器之间泵送热量，加热一个并冷却另一个。正在开发该系统的英国工程公司Isentropic声称潜在的电力输入到电力输出往返效率可达72-80%。
卡诺电池可将电能储存在热量中，并透过热力学循环将储存的热量转换回电能。最近许多研究项目对此概念进行调查和发展。此类系统的优点之一是大规模和长期储热的成本可能比其他储存技术低得多。
固体质量重力位能储存.
方案中有将较大的固体质量往上移动来储存能量。这可在旧矿井内或在专门建造的塔中实现，重物被绞起，经受控下降时以释放能量。所谓轨道储能是将承载巨大重量的轨道车在一段倾斜的轨道上下移动，以储存或释放能量，在废弃油井的做法则为将重物在深井中升高或降低来达到储能或释能的目的。 
经济学.
均化储能成本在很大程度上取决于储存类型和目的 - 如亚秒级电源频率调节、分钟/小时峰值发电厂或日/周级季节储存。
据报使用电池储存的均化成本为每百万瓦时120美元至170美元。而截至2020年，开放式燃气涡轮机的均化成本约为每百万瓦时151-198美元。
一般来说，当电力的边际成本变化大于储存和释放能量的成本加上过程中损失的能量的价格总和时，此种能量储存即为符合经济。例如假设抽水蓄能水库在考虑所有损失（水库蒸发和渗漏、效率损失等）后，能够产生1,200百万瓦时的水量。如果非尖峰时段电力的边际成本为每百万瓦时15美元，且水库以75%的效率运作（即消耗1,500百万瓦时，并回收1,200百万瓦时），填充水库的费用为22,500美元。如果所有储存的能源在第二天高峰时段以平均每百万瓦时40美元的价格出售，那么水库当天的收入将为48,000美元，有25,500美元的毛利。
然而由于不同类型发电机的运作和燃料成本，电力的边际成本也有所不同。在一种极端情况下，燃煤电厂和核电厂等基本负载发电厂是边际成本较低的发电方式，因为它们的资本和维护成本较高，但燃料成本较低。在另一个极端，尖峰承载发电厂（例如天然气发电厂）燃烧昂贵的燃料，但建造、营运和维护成本较低。为能最大限度降低发电的总运营成本，大部分时间都会调度基本负载发电机，而仅在必要时（通常是在能源需求达到峰值时）才调度尖峰承载发电机。这就是所谓的"经济调度"。
世界各地电网的电力需求在一天之中和不同季节中均会不同。在大多数情况下，此种需求变化是经由改变一次能源供应的电能来满足。然而已有越来越多营运商储存夜间产生的低成本能源，然后在白天的尖峰时段将其释放回电网，并收取较高的电费。在有水力发电大坝的地区，可将发电延后到需求更大之时。这种储能形式很常见，可利用现有水库达成。这并不是"剩余"而被储存的电力，但净效应该相同，而且没效率损失。风能和太阳能等产量会变动的再生能源往往会增加电力负载的净变化，而增加装置电网储能设施的机会。
为未使用的电力寻找替代市场可能比尝试储存电力更为经济。高压直流输电每传输1,000公里仅发生3%的损失。
在美国能源部的国际储能资料库（International Energy Storage Database ）可查询到全美的电网储能项目列表，其中许多项目包含有资金来源和金额的资讯。
负载平衡.
消费者和工业对电力的需求不断变化，大致可归为以下几种类别：
目前因应需求变化的三种主要办法为：
备用燃气涡轮机的问题是成本较高，昂贵的发电设备大部分时间都处于闲置状态。运载备用也有代价 - 低于最大输出运作的工厂通常效率较低。电网储能将发电从尖峰时段转移到非尖峰时段。发电厂能在夜间和周末以最高效率运作。
供需平衡策略（及电网储能）的目的在降低供应尖峰电力的成本，或补偿风能和太阳能的间歇性问题。
可携性.
这是目前储能技术发展最为成功的领域。一次性电池和可充电电池无处不在，为数位手表和汽车等各种设备提供电力。然而，电池技术的进步通常很缓慢，消费者认为电池储存能力的进步在很大程度上归功于高效的电源管理，而非储存容量的增加。可携式消费性电子产品极大地受益于摩尔定律带来的尺寸和功耗两方面的减少。但摩尔定律并不适用于运送人和货物。交通运输的基本能源需求仍远高于资讯和娱乐应用。随著于汽车、卡车、巴士、火车、船舶和飞机中以电池取代内燃机的压力越来越大，电池容量已成为一个问题。这些用途需要更高的能量密度（给定体积或重量中储存的能量）。液态碳氢化合物燃料（例如汽油/汽油和柴油）以及醇类（甲醇、乙醇和丁醇）和脂类（纯植物油、生质柴油）具有比电池更高的能量密度。
有一些合成途径可利用电力将二氧化碳和水还原为液态碳氢化合物或酒精燃料。这些途径首先电解水产生氢气，然后利用产生的氢气与过量的二氧化碳进行反应，该反应是的变体。二氧化碳的非化石来源有发酵厂和污水处理厂。将电能转换为碳基液体燃料有可能提供可携式能量存储，可供现在既有大量机动车辆和其他内燃机驱动设备使用，而不会遇到处理氢或其他外来能源载体的困难。这些合成途径可能会引起关注，因此法或能改善原本依赖进口石油但拥有或可开发大量再生能源或核能发电的国家的能源安全，以及应对未来可用石油供应将会下降的问题。
石油在运输领域的利用效率确实不高（石油发动机通常只能将燃油能量的一部分转化为有用功率，其余部分则以热的形式散失）。电动载具的能量转化效率通常比燃油载具更高。但大规模以后者取代前者并非易事 - 涉及的有电池技术、充点基础设施建设及电网容量等领域的改进。