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根据储能技术的原理及存储形式的差异可将储能系统分为机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能、化学储能等，其中，除抽水蓄能以外的储能方式，统称新型储能。储能技术分类见图1.1-1。
图1.1-1 储能技术分类
压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage，CAES）技术源于燃气轮机，是一种利用压缩空气作为介质来储存能量和发电的技术，是除抽水蓄能以外规模最大的物理储能方式，它可以解决可再生能源的间歇性问题，也可起到电网调峰填谷的作用。目前已有大型电站投入商业运行，具有容量大、寿命长、零碳排等优点，具备市场化、规模化发展的潜力。
1949年，德国工程师Stal Laval提出了传统压缩空气储能技术。系统储能时利用富余的电量（即电力系统用电低谷时段）驱动压气机将空气进行压缩并储存到储气库中；发电时，释放储气室的压缩空气，将高压空气送入燃烧室产生高温、高压燃气，进入燃气透平机中膨胀做功，直接带动发电机发电，供电网使用。储能时，将电能转化为压缩气体的弹性能，由于压缩时间短，空气温度会升高，并且处于高压状态，对储气库密封性要求很高；发电时，高压空气被释放，膨胀做功用于发电，压缩气体的弹性能又转化为电能。由于空气膨胀做功需要吸收热量，传统压缩空气储能技术需要在发电过程中燃烧天然气补热以提高功率。国外已投运的商业运行项目均采用传统压缩空气储能技术，天然气补热后能源转换效率为42%～55%。
为解决传统压缩空气储能技术存在碳排放和环境污染的问题，压缩空气储能逐步发展出非补燃压缩空气储能（或称为先进绝热压缩空气储能）、液化空气储能、超临界压缩空气储能等新型技术。其中非补燃压缩空气储能技术最为成熟，系统中增加了储热装置，充分利用了空气压缩过程中产生的高热量，通过储热装置进行储存，再在高压空气膨胀发电时进行回热，极大地提高了能量利用效率，不再需要燃烧天然气进行补热。由于回收了空气压缩过程的压缩热，系统的储能效率可以得到较大提高，理论上综合能源效率可达到70%；同时，由于用压缩热代替燃料燃烧，系统去除了燃烧室，实现了碳零排放。该系统的主要缺点是，由于添加了储热装置，相比传统的压缩空气储能电站，该系统初期建设成本将增加20%～30%。
非补燃压缩空气储能系统具有效率高、无污染的特点，并可以方便地和太阳能热发电系统结合，是压缩空气储能技术的重要发展方向。液化空气储能系统和超临界压缩空气储能系统将空气在液态下存储，大幅减小储气室的体积，从而摆脱对大型地下储气室的限制，也是压缩空气储能技术的重要发展方向。等温压缩空气储能系统功能灵活，可以用于备用电源、汽车动力和分布式供能系统等，具有一定的应用前景。此外，压缩空气储能技术与可再生能源的耦合系统可以解决可再生能源的间断性和不稳定性问题，是实现风能、太阳能等可再生能源大规模利用的迫切需要。
中国的压缩空气储能技术虽然起步较晚，但非补燃压缩空气技术已处于示范建设的快速发展阶段，现已投运了江苏金坛电站（60MW×5h，电-电转换效率达到61.2%）大型压缩空气储能示范项目，张北100MW级压缩空气储能电站于2022年9月30日首次并网发电，一批100MW～300MW级项目（拟）开工建设。
优点：作为能量型储能技术的压缩空气储能技术，具有建设周期短、容量大、寿命长、运行成本低等优点。
缺点：①传统压缩空气储能技术需要使用化石燃料，有温室气体的排放。②非补燃式压缩空气储能技术热利用仍有不足。在能量储存阶段，空气被压缩时产生压缩热；在释能阶段，透平排气仍具有一定温度，热能利用不足导致系统循环效率较低。③系统AC-AC效率较低。额定工况下，压缩空气储能系统AC-AC效率仅为60%左右，而抽水蓄能电站的效率可以达到70%～80%。
1）削峰填谷：可利用压缩空气储能系统存储低谷电能，并在用电高峰时释放使用，以实现削峰填谷。
2）平衡电力负荷：压缩空气储能系统可以在几分钟内从启动达到全负荷工作状态，低于普通的燃煤/油电站的启动时间，因此更适合作为电力负荷平衡装置。
3）需求侧电力管理：在实行峰谷差别电价的地区，需求侧用户可以利用压缩空气储能系统储存低谷、低价时段电量在高峰期使用，从而节约电力成本，获得更大的经济效益。
4）应用于可再生能源：利用压缩空气储能系统可以将间歇的可再生能源“拼接”起来，以形成稳定的电力供应。
5）备用电源：压缩空气储能系统可以建在电站或者用户附近，作为线路检修、故障或紧急情况下的备用电源。
6）构建独立电力系统：除用于常规的电力系统之外，压缩空气储能还可用于沙漠、山区、海岛等特殊场合的电力系统。该类场合由于地处偏远或环境恶劣，远距离输电成本很高，采用独立电力系统的供电方式往往更加经济。