新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。
新型储能分类
新型储能主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等。
电化学储能:
通过电池内部不同材料间的可逆电化学反应实现电能与化学能的相互转化，通过电池完成能量储存、释放与管理。电化学储能技术包括锂离子电池、液流电池等。
锂离子电池：目前电力系统中新型储能以锂离子电池储能技术为主，其技术成熟且发展最快。
液流电池：如全钒液流电池，已形成初步定型产品，并具备示范推广应用条件。
钠离子电池：虽然处于试验示范阶段，但已初步进入产业化准入条件，具备技术应用基础。
机械储能：
压缩空气储能
飞轮储能
利用电动机带动飞轮高速旋转，将电能转化为机械能存储起来，在需要时飞轮带动发电机发电。寿命长，无污染，但在保证系统安全性和飞轮低损耗方面费用高。
化学类储能：
电磁储能：
包括超级电容储能和超导储能等技术，这些技术在某些特定应用场景中也具有独特的优势。
此外，还有一些前沿技术如金属空气电池、水系电池、液态空气储能等正在研发攻关阶段，未来有望成为新型储能技术的重要组成部分。
新型储能的优势
一、高效性与高能量密度
高效性：新型储能技术通常具有更高的能量转换效率，这意味着在能量存储和释放过程中损失的能量较少，有助于提高整个能源系统的效率。
高能量密度：相比传统储能系统，新型储能系统往往具有更高的能量密度，能够存储更多的能量，从而更加高效地供能。例如，锂离子电池、液流电池等新型储能技术在这方面表现出色。
二、灵活性与可靠性
灵活性：新型储能技术可以在不同的规模上实施，从家庭储能系统到大型工业应用，甚至电力网络级别的储能解决方案，满足不同用户的需求。这种灵活性使得新型储能技术能够适应各种应用场景，并随着需求的变化进行调整。
可靠性：这些技术能够提供稳定的能源供应，减少因天气或其他不稳定因素导致的能源供应波动，从而提高电网的稳定性和可靠性。例如，在电力需求高峰时段，储能系统可以释放存储的能量，缓解电网压力，确保电力供应的稳定。
三、环境友好与可持续性
可持续性：随着技术的进步和规模化生产，新型储能技术的成本正在逐渐降低，使得它们在未来能源市场中更具竞争力。这种趋势有助于推动储能技术的广泛应用，促进能源系统的可持续发展。
四、技术创新与产业升级
技术创新：新型储能技术的研究和应用推动了材料科学、电化学、机械工程等多个领域的技术创新。这些创新不仅提升了储能技术的性能，还降低了成本，为储能技术的普及和应用奠定了基础。
五、经济与社会效益
经济效益：新型储能技术的应用可以降低能源成本，提高能源利用效率，从而为企业和消费者带来经济效益。此外，储能技术的广泛应用还有助于推动能源市场的多元化和竞争化，促进能源市场的健康发展。
社会效益：通过分散式的储能系统，可以在地区性供电中断或灾难情况下保障关键基础设施和服务的运行，增强能源供应的安全性。这种社会效益对于维护社会稳定和保障人民生活具有重要意义。
储能产业链
储能产业链可分为上游原材料及设备、中游储能系统及集成、下游电力系统储能应用。
储能产业链上游的原材料主要包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等；产业链中游主要为储能系统的集成与制造，一般包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分。产业链下游主要为工程EPC、并网检测、后期运维。
新型储能应用场景
新型储能应用覆盖发电用电全过程。随着新能源发电的普及和用电政策的推动，储能的价值越来越高，已经成为电力系统中不可或缺的一部分。
电网侧：储能接入输配电网，由电网公司统一调度，以响应电网的灵活性需求。有些地区的储能还可以以独立主体的身份参与电力现货市场交易。
用户侧：分为工商业储能和户用储能。目前我国以工商业储能为主，而户用储能在欧洲应用更广泛。利用峰谷价差套利是我国储能最主要的盈利方式，用户可以在晚上电价低谷时给储能充电，白天用电高峰时放电，这样就能节约用电成本啦。
新型储能收益模式
各省份的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，各地政府出台的新型储能配置补偿政策成为国内新型储能装机增长的主要驱动因素。同时大量新型储能补贴政策的实施，加快了新型储能的商业化进程，新型储能市场能够吸引更多的投资商，各方的努力不断推动新型储能的产业化进程，逐渐形成了以下几种收益模式：
新能源容量租赁
容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，独立储能电站可以向需求方提供容量租赁，并收取对应费用，费用标准目前并未确定，大致在300 元/kW·年左右，主要基于项目的收益要求。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于100MW/200MWh 的储能电站，按80%容量完成租赁，租赁标准300元/kW·年测算，全年容量租赁约2400 万元。
辅助服务补偿
2021 年8 月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”），正式承认了新型储能拥有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收益。2022 年6 月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》，首先提高了独立储能电站的标准，再次确定了其主体地位，同时鼓励探索其收益模式，提高补偿标准，促进了其商业模式的完善，表3 为“两个细则”定义的辅助服务类型。
目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频（包括一次调频、二次调频）两类，各地区的具体收益不同，但调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15 元/kWh 到0.8 元/kWh 不等；而调频多为按调频里程基于补偿，根据机组响应AGC 调频指令的多少，补偿0.1-15 元/MW 的调频补偿。
电力现货市场
作为独立的市场主体，储能电站可以根据电网的负荷预测曲线等数据，合理制定自己的充放电计划，并按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。国家发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》同时明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，约减少储能电站度电成本0.1-0.2 元/kWh。当前现货市场价差套利机制逐渐完善，2022 年日现货价差超过1 元/kWh 时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。
容量补偿
2022 年11 月25 日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》其中指出各地区要结合实际需要，建立市场化容量补偿机制，用于鼓励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。新型储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以补偿。但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益保底手段。
新型储能商业模式
收益模式的多样性使得新型储能在不同应用场景下都具有盈利能力，目前国内的储能模式可分为三种：电源侧新能源配置储能、用户侧配置储能和独立储能，下面将对三种模式进行分析，结合不同模式下的收益模式，研究典型省份或工程，总结出新型储能在不同应用场景下的商业模式。
电源侧配储
电源侧储能的收益模式主要有：减少新能源弃风弃光带来的收益、提供电网一次二次调频辅助服务的收益、减少双细则考核费用的收益以及通过市场交易峰谷差价套利带来的收益。
用户侧配储
用户侧储能在供电应用场景下主要作为可靠性应急保障电源，提高供电可靠性，改善电能质量，实现高比例新能源友好接入和高效消纳。随着整县光伏的大力推进及高供电可靠性需求应用场景的不断增多，储能在重大国际国内活动用电保障、芯片、制药、化工、精密制造等工商业园区优质供电和县域光储直柔电力系统建设等具有广阔的应用前景。
独立储能
独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电网公司签订并网协议，承诺归属电网公司管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。
而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。