储能系统的产生在热力/化工系统循环中，物质的能量在整个过程中不断变化，且系统与外界环境发生物质或能量交换。以燃气轮机发电系统为例，其工作过程是以气体为工质的布雷顿循环：空气在压缩机中被压缩升压（能量次高位）；高压空气进入燃烧室中与燃料燃烧产生高温高压的燃气（能量高位）；燃气进入膨胀机中做功，带动发电机发电；做功后的低温低压气体排入大气（能量低位）。
实际生产/生活中，产能装置的可产能和用能设备的用能往往存在不匹配现象，比如波动的风电产能和用户用能，又比如夜晚发电厂的可发电量和用户用电量，因此需要在产能多时储能，用能多时用储存的能量，实现产能装置的高效运行和充分利用。
那么储能系统如何产生呢？根据热力/化工循环中工质的能量低位和能量高位的差别，通过“切断”循环，便可实现储能的目的。由于循环过程被打断，建立的储能系统可利用“非同时进行”循环过程中与外界的能量交换实现能量在时间上的平移，而“切断”产生的储存点应该具备可储存、高能量密度和性能稳定的特征。
例如，太阳能热化学储能系统针对典型热化学循环过程进行循环的切断，实现了能量的时间平移，在能多时，利用热化学原理，吸收太阳能并将其转化为稳定合成气的化学能进行储存，能少时，通过储存合成气的氧化/分解等反应释放其化学能。
除了“切断”热力/化工循环可产生储能系统外，储能系统还可由一般自发动力/传热/化学等过程和其逆过程的结合而来，以抽水蓄能系统为例，其正向工作过程为自发的水利发电过程，逆向过程为通过抽水泵将低位水抽向高位蓄水库的过程，这种将产能过程和其逆过程合并形成储能系统是储能系统的另一种组织形式。
在目前的大规模储能技术中，以上所述的抽水蓄能系统是技术最为成熟，装机占比最高的储能系统，但其具有能量密度低、地理限制（由于对水资源、地势差的要求，中国抽水蓄能电站主要分布于中东部地区）等缺点。面向未来风/光发电量与用电负荷之间的电力不平衡对储能系统的巨大需求，以及我国风/光能源地理分布上的“三北”特征（主要分布于正北、西北、东北区域），需要发展能量密度更高、地理适应性更强的储能系统。
而具有规模大、适用性强、效率高、成本低、环保等优点的压缩空气储能系统，被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。
压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统，其技术原理发展自燃气轮机。燃气轮机是由高速旋转叶轮构成的，将燃料燃烧产生的热能直接转换成机械功对外输出的回转式动力机械。
由于其具有功率密度大（体积小、重量轻）、起动速度快、少用或不用冷却水等一系列优点，从1906年世界上第一台燃气轮机诞生至今，燃气轮机技术已经进入航空、航海、电力、工业压缩输送等领域并得到了迅速的发展。
现代燃气轮机由压缩机、燃烧室和膨胀机组成，压缩机和膨胀机均为高速旋转的叶轮机械，是气流能量与机械功之间相互转换的关键部件。其基本工作过程为环境空气被压缩机压缩到高压，然后压缩空气和燃料流入燃烧室进行燃烧，产生高压高温气流，在膨胀机内膨胀产生轴功。
由于压缩机和膨胀机安装在一根轴上，压缩机消耗的能量由膨胀机提供（压缩机是为了提升工质压力，便于膨胀机做功），如果压缩机和膨胀机安装在不同的轴上，则压缩过程和膨胀过程可以分开，这就形成了压缩空气储能技术(压缩空气储能系统)的基本雏形。
储能时段，压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或者人造的储气罐中；释能时段，通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。
压缩空气储能系统与燃气轮机的不同之处在于燃气轮机的压缩机和膨胀机是同时处于工作状态，而压缩空气储能系统中的压缩过程和膨胀过程却是分时进行工作。
那么压缩空气能储存多少能量呢？根据热力学第二定律，区别于环境压力和温度的空气具有做功能力，单位质量做功能力（可转换的功）为e=u-u0-T0(s-s0)（u为内能，T为温度，s为熵，下标0代表环境条件），可见温度越高，内能u越大，熵s也越大，但是u-T0s仍是增大的；压力越大，熵s越小，但内能基本不变，因此温度和压力升高均会使单位质量空气的做功能力增大。
当压缩空气压力为100倍大气压、温度为环境温度时，1立方米空气内部的能量（可转化为电能）为12.9度电；当压力增至200倍大气压时，1立方米空气储存电能为28.3度，进一步将空气加热至300摄氏度，可释放的电能变为54.4度。
同时根据上述公式，可知温度极低时空气的做功能力也会急剧增大，如1立方米常压液态空气内部的可用能为201度电，可见最普通的空气也可蕴含巨大的能量。
和一般热力系统一样，评价压缩空气储能系统的重要指标之一为系统效率，是输出能量和输入能量的比值，其代表能量利用的热力学完善程度，目前先进压缩空气储能系统的理论计算效率可突破70%。另一个重要指标为能量密度，其为系统储存的能量和储存体积的比值，用于判断系统是否能用较少的占地面积/体积产生较大的能量。
除此之外，污染物和碳排放也是压缩空气储能系统评价指标，基于此，目前发展了几种零碳输入的先进压缩空气储能系统。
压缩空气储能技术应用及发展现状压缩空气储能技术是从上世纪50年代发展起来的，目前世界上有两个商业运行的压缩空气储能电站，分别是德国的Huntorf电站、美国Mcintosh电站，它们均为带有燃烧室和洞穴储气室的传统压缩空气储能系统。用电低谷时，多余的电带动电动机和压缩机将空气压入地下储存室，用电高峰时，压缩空气进入燃烧室与燃料混合燃烧产生高温高压燃气带动膨胀机和发电机发电。
可以看出，传统压缩空气储能系统依赖于化石燃料和大型储气室，且系统效率较低（较高的美国Mcintosh电站能量效率约54%），其发展和应用受到限制。基于此，国内外学者在传统压缩空气储能的基础上，通过采用优化热力循环、改变工质或其状态、与其他技术(包括储能技术)互补等方法，开拓出了多种新型的压缩空气储能技术，使其得到迅速发展，并得到产业界的广泛关注。
目前主要的压缩空气储能技术包括：蓄热式压缩空气储能系统（TS-CAES）、等温压缩空气储能系统（I-CAES）、水下压缩空气储能系统（UW-CAES）、液态压缩空气储能系统（LAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）。
综上，各类压缩空气储能技术均具有其自身优势和一定的局限性，但整体来看，蓄热式压缩空储能系统效率较高，具备较为成熟的技术，加之我国有大量的盐洞、废弃矿洞，利用已有洞穴建设低成本的压缩空气储能系统非常有发展前景，因此TS-CAES系统有望在未来几年得到广泛关注和应用。
LAES系统和SC-CAES系统由于具有较高的能量密度，占地面积小，将在无天然洞穴地区受到越来越多的青睐，特别是SC-CAES系统还具有较高效率的优点，其吸引力将更大，但目前仍需进行进一步的技术突破，提高系统效率。
UW-CAES系统由于其工作环境，有望在海洋中得到一定应用，未来水下储气装置技术成熟后，可在海洋环境如海上风电储存方面得到一定应用。
I-CAES系统由于无蓄热装置，待等温技术成熟后，系统可兼具流程简单和效率高的优点，但系统能量密度较低，使其在大规模储能领域受限。同时未来，考虑到产能方式及用能方式的多样性，压缩空气储能可与其他热力系统耦合，充分发挥其在促进耦合系统变工况运行上的优势。
除了技术方面的改进，经过多年的应用研究，压缩空气储能系统的应用场景也得到了极大的拓宽。大规模时，其可用于电力系统削峰填谷、可再生能源平滑波动、可再生能源/工业余热耦合利用、火电厂/核电厂变工况辅助运行等，中小规模时，可用于分布式能源系统、分布式微电网、压缩空气储能汽车、无人机弹射技术等方面。
在产业化方面，相对于欧美国家，我国的压缩空气储能产业整体起步较晚，但发展很快。
2011年，中国科学院工程热物理研究所率先建成了国际首个超临界压缩空气储能实验平台（15KW）；基于该技术及持续的研究工作，2013年，工程热物理所就在河北廊坊建成了MW级的先进压缩空气储能（集成超临界和蓄热式压缩空气储能系统）示范项目，系统效率达到52.1%；进一步，又于2016年底在贵州毕节建成10MW的先进压缩空气储能系统，系统效率进一步提升至60%；而目前正在河北张家口建设的100MW先进压缩空气储能系统，预计2021年底建成，其系统目标效率将达到70%，单位装机成本降低至450-750美元/kW，已接近抽水蓄能电站的效率及单位装机成本，该系统有望在未来得到广泛应用。
未来碳中和背景下可再生能源发电占比的提升将进一步拉动储能需求，同时压缩空气储能技术进步带来的规模、效率的提升也将推动压缩空气储能成本的不断下降，拓宽压缩空气储能的应用场景。而国家碳交易市场的建立将进一步带动能源市场环保性、经济性要求，也会推动压缩空气储能系统的商业应用。