抽水蓄能技术是一种成熟可靠的长期储能技术，抽水蓄能闭环系统可以使用两个人工水库，与自然水体没有任何联系。如蒙大拿州和亚利桑那州的项目所示，抽水蓄能闭环系统可以设计为发电8到10个小时储能系统。
在美国的27个获得许可的抽水蓄能项目中，大多数位于16个州，总装机容量为18.8 GW，至少已使用了30年。此外，美国联邦能源管理委员会已经批准20GW新装机容量的初步许可，并且储能开发商还提交了另外19 GW装机容量的申请。
美国还有更多建设抽水蓄能设施的潜力，据估计在全球各地可以建设50万个抽水蓄能设施，这在技术上是可行的，这意味着建设抽水蓄能设施具有很大的潜力。
抽水蓄能设施的建设成本并没有想像那么高，可能是因为只使用可逆式水力涡轮机这个组件，而其他费用取决于现场建设，从土方工程到建造包含水力涡轮机的发电站。一项成本预测得出的结论是，抽水蓄能设施与锂离子电池储能系统相比更具成本竞争力。
例如，Copenhagen Infrastructure Partners去年夏天在蒙大拿州进行的一个装机容量为400MW抽水蓄能项目获得股权投资，这个抽水蓄能项目具有施工和运营许可证，施工将于明年开始。
氢能发电
氢能发电是另一种储能技术，是一种中等规模的储能装置。其工作原理是使用可再生能源产生的电力对水进行电解，并将产生的氢气可以存储起来，然后用于燃料电池发电。这是一个潜在的长期储能方案。
在过去一年中，美国至少部署了三座小型工业氢能发电装置，全部使用质子交换膜（PEM）电解技术，通过利用太阳能或风能将水电解成氢和氧来产生氢气。由此产生的氢气可以储存在压力容器中最终用于燃料电池，由于储氢装置与电解槽装置是分开的，因此对于给定的电解槽系统来说，储氢容量没有技术限制。
虽然质子交换膜和其他电解水技术已经很成熟，但实现更加经济的规模化生产是一项挑战。氢能发电技术可能需要在更多市场中立足，扩大规模，并降低成本，才能成为具有成本竞争力的储能选择。
如今已经开始大规模的生产。去年2月，Hydrogenics公司宣布计划在加拿大为液化空气公司建造一套20MW质子交换膜电解槽系统。该系统当时被称为世界上最大的氢电解项目，每年的氢气产量将近3000吨。
同样在去年2月，挪威氢气生产商Nel ASA公司宣布在瑞士实施一项的30 MW电解槽项目框架合同。该项目将从一个2MW的集装箱式质子交换膜电解槽开始，并将氢气出售给H2 Energy的附属公司Hydrospider AG，为其燃料电池卡车车队提供燃料。
ITM Power公司在德国宣布部署一个10MW 质子交换膜电解槽，并设计了一种100MW系统，根据ITM公司报告，目前电解槽的成本现在低于800欧元/kW，到2020年中期将降至500欧元/ kW以下。
荷兰的一个工业和学术联盟已设定了建设一个GW级电解设施目标，到2025年开始生产氢气，耗资约3.5亿欧元。
另一种可行的储能解决方案是使用氢气生产氨气。日本的JGC公司已经报告了一种将氢气转化为氨气的有效方法，可以将其燃烧进行发电。JGC公司认为，与氢气相比，氨气在安全性和成本效益方面具有各种优势。
蓄热储能
蓄热储能的一个众所周知的应用是熔融盐储能，亚利桑那州的Solana集中式太阳能发电厂就采用了这种储能技术，其熔融盐存储的热量用于驱动蒸汽轮机。然而，热储能还涉及其他存储热量的方式，例如低温储能。
总部位于英国的Highview Power公司于2018年6月开始在曼彻斯特附近运营一个装机容量为5MW低温储能设施。这项技术利用电力在零下320华氏度冷却和液化空气，将液态空气储存在绝缘的低压存储罐中，然后将液态空气暴露在环境温度下，使其迅速重新气化，以其膨胀至液态体积的700倍，为发电机提供动力。
Highview Power公司估计，一个200 MW/2GWh的10小时低温储能系统的平准化成本为 140美元/MWh。类似的低温项目也在进行中。例如，去年7月，Highview Power公司宣布与总部位于内布拉斯加州的Tenaska Power Services签订合同，将在两年内开发高达4GWh的低温储能设施。
根据与南加州爱迪生（SCE）的合同，总部位于加利福尼亚的Ice Energy公司目前正在安装1200个低温能源系统，并对这些系统进行集中控制，以管理峰值需求和负载转移。
Siemens Gamesa公司提供了一种称之为具有成本竞争力的技术：电热储能。用电将绝热容器中的火山石加热到600℃。随后，使用常规蒸汽轮机将热量转换为电能，从而实现了45％的往返效率。该公司表示，该技术可用于改造已退役的化石燃料发电厂，并计划于今年晚些时候在一家试点工厂开始运营。
展望未来
过去一年的储能技术发展表明，电池储能系统并不是唯一的储能技术。可以长期储能的其他技术也在不断发展，并且这些储能技术在未来一年将会得到更多行业人士的关注。
