储能技术是支撑未来风、光发电大范围应用的关键技术，长期发展空间巨大。
新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配、储能呼之欲出。新能源受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统提供调节能力，而电网则需要根据发电机组出力功率和用电需求对电网进行调节以维持50Hz频率稳定运行，高比例可再生能源并网更加考验电力系统的调节能力。
传统模式下，功率的调节通常依靠AGC调频机组或调峰机组，而储能的应用则可以解放传统机组，使其更多保持在额定工作状态，进而减少损耗、降低碳排放、提高传统机组的利用效率，同时平抑电力供需矛盾、消纳弃风弃光。
政策方面：
7月23日，发改委、国家能源局正式发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能技术装机规模将达30GW以上；新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
从市场定位看，《意见》的第九条明确提出要明确新型储能独立市场主体地位。从商业模式看, 《意见》的第十条则进一步明确了健全新型储能价格机制。要建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”是最大亮点，也是储能实现更大破局的关键点。
按照政策，储能电站将不再是作为火电、新能源的附属功能，而是以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，电力系统主体将更加多元，而共享储能电站等各种业态也将不断涌现。
市场规模：
“十四五”期间，新型储能装机规模将增长近10倍。截至2020年中国新型储能累计装机3.27GW, 《意见》指出到2025年新型储能技术装机规模将达30GW以上。
根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，涨幅比2019年同期增长6.2个百分点。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为3269.2MW，同比增长91.2%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2902.4MW。
根据彭博新能源预测，2050年全球储能装机会达到1676GW，未来三十年间全球投资额预计达6620亿美元，也就是说储能市场空间接近万亿。
2020年，中、美、欧新增投运规模达1.55、1.41、1.08GW，分别占当年全球新增装机33%、30%、23%。中国受益于各省份出台鼓励或强制配置储能政策驱动，新投运项目中发电侧储能占比最大，投运规模超580MW，同比增长438%。
储能技术：
储能技术路线主要包括电化学储能、机械储能和电磁储能。机械储能以抽水蓄能为主，目前技术成熟，建设成本相对较低，转换效率约70%-80%，但对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3-5年；电化学储能主要以锂电池、铅酸电池和全钒液流电池为主，其中锂电池储能拥有更高的能量密度，转换效率可超90%，产业链配套更加成熟，相较于其他电化学储能在技术、成本上更具优势；而电磁储能则更适用于放电时间短且迅速的功率型储能。
抽水蓄能是目前主要储能方式，电化学储能增长潜力较大。
“光伏+储能”已成为多国光伏开发的标准配置：
搭配储能，将为光伏带来长期、可持续的发展动力，预计2025年全球光伏新增装机370GW,届时储能逆变器的新增需求约为74GW。
产业链：
储能供应链配套日臻成熟，上游主要包括电池原材料及零部件供应商，中游包括储能设备供应商和系统集成商，下游包括储能系统安装方（如储能EPC 企业）和终端用户等。
从成本来看，储能电池和储能变流器占总成本比重约60%和15%，作为价值量最大、技术壁垒最高的核心环节，有望率先受益于储能需求的爆发。
