編者按：本文來自微信公眾號 財經十一人（ID：caijingEleven），作者：劉丁，創業邦經授權發佈。
中國正在經歷有史以來規模最大的儲能投資和建設週期。
根據國家能源局2021年8月發佈的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，到2025年，中國抽水蓄能累計裝機量要達到62GW以上，到2030年達到120GW，截至2021年底，抽水蓄能裝機規模僅為39.8GW。這意味着9年間有3倍的成長空間，複合年均增長率為13%。
但實際建設規模將遠超於此。今年頭7個月，已獲批覆但尚未開工的抽水蓄能項目即達102個，總裝機126.9GW。
根據國家發改委、國家能源局2021年7月發佈的《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，中國新型儲能累計裝機規模要達到30GW以上。截至2021年底，中國新型儲能裝機規模僅為5.76GW。這意味着4年間有5倍以上的成長空間，複合年均增長率為51%。
若按各地方政府的“十四五”規劃，到2025年末，加總後的新型儲能裝機規模將高達43.7GW。
儲能建設的大提速，是在經濟疲軟和雙碳目標的背景之下展開的。
2021年以來，中國固定資產投資明顯下行，對經濟增長帶來較大壓力。而開展大規模儲能基礎設施建設，有助於擴大總需求，穩定經濟；另一方面，實現2030年前碳達峯，2060年前碳中和的目標，新能源必須大發展。中國政府計劃到2025年將非水電可再生能源（主要是風電、光伏）的發電佔比提升到18%左右，該比例2021年為11.7%。
風光電屬於間歇性能源，根據國際能源署（IEA）的指導意見，間歇性能源的發電佔比低於15%的時候，對電網衝擊較小；佔比在15%-25%的時候，對電網衝擊較大，需要引入儲能電源來調峯調頻；佔比超過25%，為保證電網穩定性，所有電廠都必須配置儲能。
鑑於2025年後中國風光電的發電佔比將繼續提高，2021年下半年後，各地政府都對新建風光電項目提出了配建儲能的強制性要求，配建比例為項目裝機容量的10%-20%。
儲能方式包括抽水儲能和新型儲能、熱儲能、氫儲能，其中，抽水儲能佔比最大，新型儲能次之，新型儲能中主要是鋰離子電池儲能。
以每GW抽水儲能造價60億元計算，按國家能源局的規劃，到2030年抽水蓄能電站要新增投資5000億元左右；按實際建設規模，2030年前將新增投資超過1萬億元。
僅2022年頭7個月，已獲批覆但尚未開工的抽水蓄能項目，總投資額已達6176.9億元，超過了建國以來建成和在建抽水蓄能項目的投資總額。
新型儲能則主要受新能源強制配儲的政策拉動，若各地規劃的項目全部到位，按照新型儲能平均每GW造價40億元計算，四年內將新增投資1520億元。
與儲能投資大躍進不相匹配的是其盈利前景。儲能利潤的主要來源是峯谷電價差，按目前的價差，抽水蓄能已經能夠盈利，新型儲能則需進一步降低自身建設成本才能突破盈虧平衡點。電價管制之外，電力市場不完善也制約着儲能的盈利渠道。
去年下半年以來，政策暖風不斷，其中擴大電力現貨市場試點範圍和允許新型儲能參與電力輔助服務市場是最重要的兩個政策。國海證券估算，到2025年，電力輔助服務市場的規模有望達到1710億元。
抽水蓄能就是利用電能將水抽到高處，用電的時候再放水發電，它是目前成本最低、應用最廣泛的儲能方式。
雖然抽水蓄能項目投資規模大、建設週期長、並且受地形限制，但其發展速度驚人。
中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會的數據顯示，2021年中國抽水儲能新增裝機量同比增長192%，達到5.3GW；2022年僅上半年，抽水儲能新增裝機量就達到8.01GW。
國家能源局對抽水蓄能的規劃是到2025年裝機量超過62GW，2030年達到120GW，但實際落地的規模或許會遠超於此。
中國電力建設集團有限公司董事長丁焰章2022年6月13日在《人民日報》發表文章指出，“十四五”期間中國將實施雙兩百工程，在全國200個市縣開工建設200個以上抽水蓄能項目，開工目標是270GW。
2022年7月，國家能源局相關負責人在接受《中國能源報》採訪時表示，“十四五”可核准抽水蓄能裝機規模270GW，總投資1.6萬億元，涉及28個省（區、市）和新疆生產建設兵團。
抽水蓄能的建設週期為4年-5年，如果“十四五”期間270GW的開工目標能夠實現，2030年之前即可全部投產，中國2021年底已有39.8GW的裝機規模，加總之後，2030年的總裝機規模將超過300GW。
參考過往數據，中國每GW抽水儲能的造價為60億元左右，這意味着2030年之前需要新增投資1.56萬億元左右。
“十四五”的時間段為2021年到2025年，根據國際能源網和儲能頭條的不完全統計，2021年至2022年7月底，已經開工的抽水蓄能電站為17.6GW，投資1151.96億元，已經完成了國家能源局“十四五”規劃的絕大部分任務。
但抽蓄電站的建設步伐不僅沒有減緩，反而還在加快。
從2022年初到2022年7月底，已獲批覆但尚未開工的抽水蓄能項目有102個，總裝機126.9GW，總投資6176.9億元。這7個月批覆的投資額，超過了建國以來的抽水蓄能的總投資額。
自1958年到2022年7月底，中國總計開工建設了91.38GW的抽水蓄能，投資總額為4993.81億元。
抽水蓄能電站投資和運營的主力軍是電網、電力國有企業。
截至2021年底，中國在運抽水蓄能電站中，國家電網旗下的電站佔總裝機量的64.56%，南方電網佔23.2%。從建設規劃來看，國家電網、南方電網、三峽集團的建設規模最大。
根據國家發改委、國家能源局2021年7月公佈的規劃，新型儲能到2025年裝機規模將達30GW。2022年以來，部分省份陸續發佈了各自的新型儲能“十四五”規劃，加總之後，到2025年全國裝機規模將達43.7GW。
截至2021年底，全國新型儲能裝機規模為5.76GW，差額37.94GW。
根據中國儲能網、國家能源網統計，2022年上半年，中國儲能時長2小時的新型儲能項目，工程總承包平均報價為每瓦1.81元，折算每GW造價為36億元左右。2022年8月20到26日，平均報價為每瓦2.29元，折算每GW造價為45.86億元，本文取中間值每GW造價40億元。
以此計算，若各地規劃的項目全部到位，2022年到2025年，中國的新型儲能將新增投資1520億元。
目前，中國新型儲能主要是電化學儲能。根據中關村儲能產業技術聯盟數據，2021年中國電化學儲能累計裝機規模佔新型儲能的比例為96.7%。
2021年，中國電化學儲能新增裝機量同比增長135%；2022年上半年，增長70.19%，新增裝機量為0.39GW，只有“十四五”規劃增長量的1/10左右。
未來，新型儲能投資能否如期落地，主要驅動力來自哪裏？
新型儲能主要用於新能源配儲、電源側輔助服務、電網側儲能、用户側儲能。中國電化學與物理電源行業協會儲能應用分會的數據顯示，2022年上半年新型儲能新增裝機在上述四種應用的佔比為39%、30%、21%、9%。
其中，電源側的投資主體主要是分散在各地的火力發電廠，主體不一，其投資行為及其對新型儲能的拉動程度，目前還看不清楚。
而電網側儲能與電網基本建設投資相關。今年中國電網的投資比前兩年顯著提升，2020年、2021年、2022年上半年，中國電網基本建設投資完成額同比增速分別為-6.2%、1.1%、9.9%。但電網投資側重於特高壓建設以及抽水蓄能建設，會在多大程度上拉動新型儲能投資也並不清晰。2022年上半年，中國電網側儲能新增裝機量同比增速為30.52%。
用户側儲能主要指的是工商企業用户安裝新型儲能系統，利用峯谷電價差套利。但用户側儲能投資主體是工商業企業，其投資動力受到峯谷電價差變化的影響，也受到當前中國電力市場體系不完善的限制，目前對新型儲能的拉動力並不強。2022年上半年，中國用户側新型儲能新增裝機量同比下滑0.02%。
短期來看，新能源配儲對新型儲能投資的拉動力最大，2022年上半年該領域新型儲能新增裝機同比增加128%，增長趨勢也非常明確。
一方面，在新能源領域，新型儲能的應用獲得了政策的強力支持。
2021年下半年以來，各地政府陸續推出政策，將新能源投資與儲能投資相掛鈎，要求新能源項目強制配儲，或在項目審批時給予評分傾斜的方式鼓勵配儲。
大部分省份要求新增的新能源發電項目配置儲能，比例不低於發電項目裝機容量的10%，儲能設備連續儲能的時長要達到2小時以上，內蒙古、湖南、河南、廣西等地，要求的配儲比例達到15%-20%。
另一方面，中國新能源裝機量和投資增長都較快。 2022年上半年，中國風電和光伏發電的累計裝機量分別同比增長17.2%和25.8%，達到3.42億千瓦和3.37億千瓦。而根據國家發改委和國家能源局等九部委於2022年6月聯合印發的《“十四五”可再生能源發展規劃》，到2025年，中國風電和光伏發電總裝機容量要達到12億千瓦以上，比目前增長一倍。
中國光伏投資目前正高速增長。 2021年，中國光伏基本建設投資完成額同比增長34.9%，2022年上半年，同比增速大幅度提升到283.6%。
中國風電投資則有所下滑。 受到此前搶裝潮提前透支市場的影響，2021年中國風電基本建設投資完成額同比下滑7.9%，2022年上半年同比下滑31.4%。
但從風電行業招標情況來看，風電投資和新增裝機或將於2022年下半年迎來反彈。根據東吳證券統計，2022年上半年，中國風電公開招標規模超過50GW，已接近2021年全年54.15GW的招標量，預計2022年全年中國風電招標量超過100GW。
總的來看，隨着新能源發電機組加速併網，電化學儲能新增裝機也將大幅增加。
目前，新型儲能招標量已呈現上升趨勢。根據儲能與電力市場統計，2022年5月、6月、7月新型儲能項目中標總規模分別為0.87GW、0.66GW、0.97GW。根據長江證券和國聯證券的預測，中國新型儲能全年新增裝機同比增速可達132%，裝機量達到5GW左右。
抽水蓄能的投資回報已有保證無論是抽水蓄能還是新型儲能，理論上説，最基本的盈利模式都是低買高賣——在低電價時段充電，在高電價時段賣出，賺取電價差。
但中國電價受政府管制，電價很難大幅上漲，各用電大省的政府還都有降低電價的強需求。
中國平均電價也較低。根據國家電網數據，多年來中國平均電價僅高於35個OECD國家中的2個。
中國電力市場也還不健全，電價是雙軌制，分為政府定價和市場定價，全國只有一半電量是通過市場交易。2021年，中國市場定價的電力交易電量3.8萬億千瓦時，佔全社會用電量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。
市場定價交易分為中長期交易和現貨交易，以中長期交易為主，2021年80%的市場交易電量為中長期交易。中長期交易按照月內多日、月、季、年為週期，根據供需確定電價。現貨交易市場則可以開展日前、日內、實時交易，目前正在部分區域試點。
中國的另一部分電量則是由政府定價，包括按照電壓等級分類，按用電類別分類，兩部制電價，峯谷分時電價。
電價受控和市場不完善是阻礙儲能發展的絆腳石。
從抽水蓄能來看。投資金額大，回收期長，這導致抽水蓄能電站的投資主體以國企為主，民企很少。
在發展過程中，抽水蓄能也形成了多種運營模式。包括：電網統一經營核算、租賃制付費模式、兩部制電價模式。
早期建設的抽水蓄能電站是電網的附屬。根據國家發改委2004年發佈的《關於抽水蓄能電站建設管理有關問題》，中國的抽水蓄能電站原則上由電網企業投資建設和運營管理，其建設成本和運行成本納入電網運行費用，統一核定。
2014年以後，抽水蓄能電站逐漸走向市場。國家發改委2014年明確抽水蓄能暫行兩部制電價政策（容量電價+電量電價），容量電價由政府定價，按照彌補電站固定成本+准許收益的原則核定；2021年4月明確抽水蓄能的電量電價以市場競爭方式形成。
具體來説，有些抽水蓄能電站隸屬於電網，由電網經營核算；有些獨立經營，每年從省電力公司獲取一定的租賃收入，這筆錢由區域內的發電企業、電網企業和電力用户按比例分攤承擔。抽水蓄能電站得到租賃收入後，扣除電站的開銷就是盈利。日常，抽水蓄能的用電和發電既不用花錢也不收錢，運營服務活動聽從電力公司安排，為電網提供包括調峯、調頻在內的各種輔助服務。
執行兩部制電價的抽水蓄能電站，每年按照裝機容量獲取容量電價收入；容量電價的定價，按照抽水蓄能電站投資資本金內部收益率6.5%核算。
在保證完成電網交給的包括調峯、調頻在內的各種輔助服務工作之外，抽水蓄能電站還可以在用電低谷時利用便宜的電抽水，在用電高峯時發電售電，獲得峯谷電價價差的收入，也就是電量電價收入。抽水蓄能電站的容量電價由政府確定，而電量電價則由市場確定。
根據國家發改委2021年4月發佈的《關於進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制的意見》，抽水蓄能的電量電價，在電力現貨市場運行的地方，按照現貨市場價格和規則結算；在電力現貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能採購電價按照燃煤發電基準價的75%執行，也可通過競爭性招標方式形成價格。
目前，全國範圍的電價差已經能夠支持抽水蓄能電站盈利。
根據國際能源網、金風低碳能源設計研究院的數據，2022年1月-7月，全國28省區市的平均峯谷電價差約為每度電0.7元左右，而抽水蓄能電站的發電成本約為每度電0.2元-0.3元。
總體來看，目前中國抽水蓄能電站還主要依靠容量電價賺錢，電量電價貢獻的利潤佔比尚低。國網新源控股運營的抽水蓄能電站裝機容量佔全國的2/3左右，據華創證券測算，電量電價給國網新源控股貢獻的利潤，僅佔其總利潤的15%左右。
新型儲能的盈利模式尚未跑通價格方面，從全國範圍來看，目前中國新型儲能中佔比最大的磷酸鐵鋰儲能的平均成本為每度電0.6元-0.8元左右，參考2022年1月-7月全國28省區市平均每度電0.7元左右的峯谷電價差，剛能勉強達到盈虧平衡線（根據國際能源網、金風低碳能源設計研究院數據）。
國家發改委、國家能源局在2022年3月發佈的《“十四五”新型儲能發展實施方案》中提出，到2025年，電化學儲能技術性能要進一步提升，系統成本要降低30%以上。
從細分市場來看，市場機制不完善也導致很多問題。
一是規則不明確導致盈利模式不確定。儲能大多與發電機組聯合，用於改善電源的性能，尤其是促進新能源消納。但儲能如何參與電網調度、如何參與輔助服務市場的規則不明確，盈利渠道有限，這導致儲能利用率較低，甚至出現儲能設備“曬太陽”的情況。
中國儲能網2022年6月報道，多數新能源建設單位將儲能視作“包袱”，在設備採購階段，採取“最低價”中標方式壓縮採購成本，忽略產品安全和性能，在建設階段，不考慮儲能參與電力市場的接口設計，投產後也大多將儲能空置“曬太陽”。
第二，高投資成本無法通過提高電價來消化。電源側儲能主要用於為電力系統提供調峯、調頻等輔助服務，其投資和運營成本主要由電網承擔，成本疏導困難。
比如長沙電池儲能電站一期示範項目，由國家電網投資3.3億元建設，總規模60MW/120MWh。此項目於2019年3月投運，雖然土地成本免費，並且採取了電池租賃的模式，但其全生命週期內建設成本、運行成本、運行電量損耗費用及運維成本加總到一起，摺合度電成本仍高達1元。其每年運營成本高達5441萬元，其每年峯谷電價差收入僅為1800萬元，項目年虧損約3281萬元。
第三，在用户側，儲能主要用於與工商業用户聯動，通過峯谷電價差獲得收益，收入較單一，並且容易受到工商業用户停工影響。
比如，珠海瓦特電力設備有限公司某2MW/4MWh的用户側儲能電站，安裝在工商業用户側，與用户合作運營並共享收益。如果用户每年用1200度電，儲能電站可以通過峯谷電價差獲得155萬元的收入，另外可以獲得電網給予的55.6萬元需求側響應收入。
但這種模式下，一旦用户用電量波動，儲能電站的收益也將隨之波動。
例如，2017年到2019年間，浙江南都電源動力股份有限公司（300068.SZ 下稱南都電源）在江蘇鎮江化工園區投資建設了6個儲能電站，但江蘇省2020年11月出台政策清理低端低效和安全環保不能穩定達標的企業，用户用電量突然下降，導致電站在2021年1-2月出現了嚴重電量消納不足、收益下降，南都電源只好對儲能電站進行資產減值。
政策暖風頻吹中國政府已經意識到上述問題，陸續發佈了若干解決問題的政策。
第一，拉大峯谷電價差，提升儲能盈利能力。
國家發改委2021年7月發佈《關於進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地結合實際情況在峯谷電價的基礎上推行尖峯電價機制，尖峯電價在峯段電價基礎上上浮比例原則上不低於20%。根據北極星電力網統計，2022年7月1日起，全國有27個省市開始執行尖峯電價。
第二，擴大電力現貨市場試點範圍。
現貨市場能夠讓價格隨供需和成本實時波動起來，有利於儲能靈活捕捉每天的峯谷電價差。
沒有現貨市場，意味着電價在月內多日、月、季、年的時間週期內固定不變，電價無法靈活反映發電成本的變化。有了現貨市場，電價能及時體現每天、每個小時的發電成本和用電的緊迫程度，讓儲能更好的盈利。
比如，在執行電力現貨交易的山東省，2022年4月出現了22天的負電價，因為時段內新能源發電量大漲，而用電需求並不旺盛，山東省的獨立儲能電站就實現了以負電價充電的情況。
中國於2017年敲定首批電力現貨市場試點，包括南方電網轄區（廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅，並於2019年6月底全面啓動模擬試運行。
第二批電力現貨市場試點於2021年4月敲定，包括上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北，其模擬交易已分別於2022年1月到8月間啓動。
省間現貨交易於2022年6月在南方電網啓動試運行，實現由廣東到雲南、貴州、廣西、海南的電力現貨市場跨區跨省交易。
國家發改委和國家能源局2022年1月發佈《關於加快建設全國統一電力市場體系指導意見》，提出到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高。這對理順儲能的交易機制和價格機制將大有助益。
第三，減成本，加補貼。
根據國家發改委、能源局2022年6月《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，獨立儲能電站向電網送電，減免其充電電量的輸配電價和政府性基金及附加。這可以讓新型儲能的度電成本降低0.1-0.2元左右（根據金風低碳能源設計研究院數據）。
2022年9月2日，山東省發改委、山東省能源局、國家能源局山東監管辦公室聯合印發了《關於促進山東省新型儲能示範項目健康發展的若干措施》，提出給予新型儲能容量補償，其補償標準暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執行。
根據北極星電力網統計，自2018年到2022年8月初，已經有24省市明確提出對儲能的投資和運營發放補貼。
第四，對儲能設備運行加強監管。比如，國家能源局江蘇監管辦公室於2022年8月15日發佈的《江蘇電力併網運行管理實施細則》，就明確要求儲能電站必須服從調度機構的調度管理，對擅自調整儲能電站的啓停和充放電切換模式的行為，處以罰款10萬元。
第五，明確新能源配儲參與市場的規則。
發改委、國家能源局在2022年6月的通知中指出，以配建形式存在的新型儲能項目，可以將容量一分為二，一部分用來服務新能源發電，在完成站內計量、控制等相關係統改造並符合相關技術要求情況下，與所配建的其他類型電源聯合，並視為一個整體，保證新能源消納利用；另一部分可以視作獨立容量，參與電力市場。滿足相關技術條件、符合相關要求，並且具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能。（涉及風光水火儲多能互補一體化的儲能項目除外）
第六，打開輔助服務市場的大門。
從全國範圍來看，電力輔助服務實質上是一種計劃調度，並非完全市場行為，但其潛在市場空間到2025年可達到1710億元，目前，政策正向新型儲能打開輔助服務市場的大門，以提升新型儲能的盈利能力。
電力輔助服務是參與主體為維護電力系統安全穩定運行，保證電能質量，在除了正常電能生產、傳輸、使用之外，響應電力調度指令所提供的服務。
根據修訂後的《電力輔助服務管理辦法》，其服務品種包括有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及恢復服務。
根據國家能源局統計，目前中國電力輔助服務費用約佔全社會總電費的1.5%，約750億元左右。國海證券估算，到2025年輔助市場規模可佔全社會總電費的3%，約1710億元。
2021年12月21日，國家能源局修訂發佈了《電力輔助服務管理辦法》，擴大了輔助服務提供的主體。此前的主體只是併網發電廠，但修訂後，新型儲能、自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、聚合商、虛擬電廠，也都被認定為輔助服務提供的主體。
“相當於打開了大門，以前是發電廠、電網自己玩，外人很難參與，現在新型儲能也可以進入市場賺錢了。”北京普能世紀科技有限公司亞太區銷售經理匡楨仁對《財經十一人》説。
某些省份還發布了偏向於儲能的執行政策。例如，國家能源局雲南能源監管辦公室2022年8月發佈《雲南黑啓動輔助服務市場交易規則（徵求意見稿）》，明確具備條件的儲能可自主參與黑啓動輔助服務市場，如果多個市場主體申報價格相同，首先出清儲能。（黑啓動時輔助服務的一種，指在電力系統因故障停運後，放電帶動無自啓動能力的發電機組啓動的服務）
另外，貴州、重慶、廣東、廣西、江蘇、北京也分別於6月到8月間，發佈了鼓勵儲能參與輔助服務市場的相關文件。
具體的執行辦法也開始陸續發佈。9月2日，浙江省發佈了《2022年浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務結算試運行方案（徵求意見稿）》，明確了新型儲能在現貨市場中參與輔助服務的規則，包括：新型儲能可以提供的服務是旋轉備用、削峯調峯、填谷調峯；以市場化形式開展，日前申報、出清，日內調用；參與旋轉備用服務的儲能，可以獲得調用容量補償和中標容量補償兩個收入（類似於抽水蓄能的容量電價和電量電價）。
這六條針對性的政策調整，將明顯改善儲能投資的回報前景。
附錄：五種“非主流”儲能技術儲能存在多種技術路線，目前的主流技術路線是抽水蓄能和鋰離子電池儲能。
截至2021年底，抽水蓄能裝機量佔儲能裝機總量的86.3%，未來計劃投資的規模也最大；鋰離子電池儲能佔儲能裝機總量的11.2%，是新型儲能的主要形態，但存在安全性不足的缺點。
大量的鋰離子電池堆砌在一起，容易出現安全事故。根據光大證券的統計，從2011年1月到2022年4月，全球總計發生34起儲能電站爆炸事件，其中32起是鋰電池。
2022年6月29日，國家能源局在《防止電力生產事故的二十五項重點要求（2022版）（徵求意見稿）》提出：“中大型化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池”。
這意味着其他儲能技術有可能搶佔鋰離子電池的份額，在儲能市場佔據一席之地，甚至成為主流。
以下是五種主要的“非主流”儲能技術路線。
1. 壓縮空氣儲能：需要特定地質條件
根據中關村儲能產業技術聯盟數據（下同），截至2021年底，中國壓縮空氣儲能累計裝機為0.18GW。
壓縮空氣儲能的原理是，利用電能把空氣壓縮到鹽穴、金屬礦井、油氣井、煤礦井或壓力容器中；用電的時候釋放壓縮空氣，推動空氣透平膨脹機發電。
壓縮空氣儲能的優點是自放電率低，日常運營成本低，設備使用壽命長，缺點是投資成本高，受限於密封洞穴的地質條件。
2022年5月26日，中國第一個壓縮空氣儲能國家示範項目江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能電站正式併網投產，這是由中國華能、中鹽集團、清華大學、三維化工等多家產學研單位，經過十年研發、兩年建設完工的獨立儲能電站，一期儲能裝機60MW，遠期規劃1000MW。
《財經十一人》根據儲能頭條的數據統計整理，5省範圍內壓縮空氣儲能電池的示範項目如下：
2. 熔融鹽儲能：對材料要求高
截至2021年底，中國熔融鹽儲能累計裝機為0.55GW。
熔鹽是鹽類（鹼金屬、鹼土金屬的鹵化物、硝酸鹽、硫酸鹽）熔化後形成的熔融體，是一種優良的傳熱儲熱介質。熔融鹽儲能的原理，就是利用電能加熱熔鹽，需要用電的時候，再利用高温熔鹽與水換熱，產生水蒸氣驅動渦輪機發電。
熔融鹽儲能成本低、壽命長，但容易發生液體泄漏，並且對蓄熱裝置材料抗腐蝕要求高。
2022年，多個省份公佈了計劃建設的新型儲能示範項目名單，其中，浙江省、山東省、河北省、山西省、青海省的名單中披露了項目的技術路線，《財經十一人》根據儲能頭條的數據統計整理，5省範圍內熔融鹽儲能示範項目如下：
3. 釩液流電池：適合大規模儲能，但原材料成本高
截至2021年底，中國釩液流電池儲能累計裝機為0.05GW。
釩液流電池儲能的原理是，利用釩氧化物與電極接觸發生電化學反應，讓化學能轉化為電能，或者讓電能轉化為化學能，通過外接的泵，將儲存在儲罐內的釩氧化物電解液運輸至電池堆內，進行電化學反應，之後再循環流動回到儲罐，形成閉合迴路，從而實現充電和放電的過程。
釩電池可擴展性好，只要增加電解液就可以增加額外裝機容量，並且其安全性較好，因此其較適合大規模儲能。申銀萬國、光大證券、浙商證券認為，2025年前後，中國釩液流電池儲能年新增裝機量可達到2.13-3.5GW。
但其最大的弱點是售價較高，按照目前的價格，其總成本的一半都需要用來購買釩氧化物電解液，導致目前其綜合售價比鋰離子電池儲能貴一倍。
但在實際應用中，可採用融資租賃的模式降低買家支付壓力。比如，中國普能推出電解液融資租賃的模式，讓買家不必一次性支付電解液的購買費用，而是每年支付少量租金，使釩電池儲能的售價降低到與鋰離子電池儲能相同的水平。
2022年8月，投資20億元的大連100MW/400MWh釩液流儲能調峯電站正式併入遼寧電網，進行最後的調試，預計9月底投入商業運營。這是國家能源局批准建設的首個國家級大型化學儲能示範項目，也全球最大的釩液流電池儲能電站。
《財經十一人》根據儲能頭條的數據統計整理，5省範圍內釩液流電池儲能的示範項目如下：
4. 鐵鉻液流電池：釩電池的挑戰者
鐵鉻液流電池儲能原理與釩液流電池儲能類似，最大的區別是所用的電解液材料是鐵和鉻，成本比釩低。根據西部證券的數據，在其他硬件條件不變的情況下，釩氧化物電解液佔釩液流電池儲能成本的一半，鐵鉻材料僅佔鐵鉻液流電池的9%。
目前，鐵鉻液流電池儲能在中國應用還較少，《財經十一人》根據儲能頭條的數據統計整理，5省範圍內鐵鉻液流電池儲能的示範項目如下：
5. 飛輪儲能：啓動速度快，與其他儲能搭配使用
截至2021年底，飛輪儲能在中國累計裝機容量為0.01GW。
飛輪儲能利用低摩擦環境中高速旋轉的轉子來存儲能量。其原理是，利用電能加速飛輪，將電能轉化為機械能儲存，需要用電時，飛輪帶動發電機組，將機械能轉化為電能。
飛輪儲能的優點是能量密度高、啓動速度快，但缺點是放電時間短。比如數據中心突然斷電，需要儲能系統快速啓動，以免造成數據丟失，就適合飛輪儲能，但飛輪儲能只能供電十幾秒鐘，需要與其他儲能配合使用。
《財經十一人》根據儲能頭條的數據統計整理，5省範圍內飛輪儲能的示範項目如下：
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