截至2023年底，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，太阳能发电装机容量约6.1亿千瓦，同比增长55.2%；风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%，风光发电装机总规模达10.5亿千瓦。与此同时，为适应大容量新能源介入电力系统，配套的储能行业也在蓬勃发展。目前市场上储能现状表现为抽水蓄能、锂离子电池储能、压缩空气储能装机等发展快速。2023年年底，我国新型储能装机规模为31.4GW（吉瓦），相较于2022年年底的规模8.7GW（吉瓦），同比增长260%。
电化学储能技术成熟度高、成本低，近年来随着成本大幅下降，电化学基本已接近盈亏平衡点。锂电池系统成本（不含PCS）已降至800—1500元/KWh，预计在未来5年内还将进一步下降60%以上。
目前围绕高能量密度、低成本、高安全性、长寿命的目标，储能产品正在以史无前例的速度进行迭代更新，各国都在制定研发计划提升电池研发和制造能力。
储能不仅是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；而且能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；同时能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同。
储能系统主要由储能介质及储能变流器装置两部分构成。其中在目前已建成投运的项目中，锂离子电池储能占比高达97.4%；与此同时，压缩空气、液流电池储能、铅炭电池储能和其他新型的储能技术也在纷纷开展相关建设和示范。由于储能电池存储的电能只能以直流的形式传递，因此在储能系统中必须要包含储能变流器装置，变流器装置可以根据用户需求控制储能电池进行充放电，作为直流电与交流电传输的通道，是链接储能电池和电网的桥梁。
按电压等级分类可分为高压直挂储能和低压储能。其中高压直挂储能是指电压等级可以通过多级并联的方式实现无需经过变压器即可达到6-35kV并网电压。相比之下，低压储能的应用更为广泛，直接并网等级一般在1000V以下，通过升压变压器与主网相连，建设成本相对较低，也是目前电网侧和用户侧的首要选择方案。
按容量分类一般可区分为模块化储能和集中式储能。其中模块化储能是指单机容量小，通过积木式堆叠可以实现自由组合和扩容的储能方案，单机容量一般在200kW左右，通常在工业及商业的储能应用中较为广泛；集中式储能是指单机功率在1000kW以上的储能系统，通常用于大型储能电站或者新能源站。
按照运行模式来划分，目前主要分为跟网型储能和构网型储能两种，其中跟网型储能主要适用于强电网地区，例如中国的东南省份，在接入电网后主要运行在峰谷套利模式下，按照计划曲线运行。构网型储能区别于跟网型储能，主要起到构建网络的作用，可以增强电网强度，提高系统稳定性，主要适用于西北及偏远地区，并且可以作为微电网的唯一电压源运行。
常规储能的用途多种多样，目前储能辅助服务市场主要分为：调峰市场、备用市场、调频需求。同时有些偏远地区则可利用储能来组建微电网系统，储能作为系统中的电源支撑电压和频率，构建新能源电网或黑启动需求。
负荷侧参与需求响应和辅助服务市场主要对参与主体的调节能力、调节时长和通信频率有要求，缺少对参与主体在不同时段调节性能的要求以及对终端的通信要求。首先，需求响应参与主体主要是电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂运营商、独立储能。不同省份针对不同参与主体有着不同的准入条件，主要是对调节能力的要求，广东和浙江等省份除了对响应量的要求，还提出了邀约时间、响应时长的要求。
在调峰市场方面，由于不同省份不同资源差别较大，不同省份针对不同参与主体的不同条件，主要是对调节容量、调节电量和调节持续时长有要求。备用市场方面，不同省份主要是针对容量和调节时间有着准入门槛，例如山西省要求调节能力1MW以上，浙江则要求调节能力在5MW以上，调节能力大于1h。
以内蒙古电网为例，《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》对内蒙古自治区独立储能项目，明确给出了三类收入来源，但根据政策适用原则，实际上分别对应到电网侧及电源项目时，每类储能项目最多只有三种收入来源，分别为：
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市场价格机制，即通过参与电力市场获取收益，对于蒙西网内的项目，可通过参与电力现货市场和电力辅助服务市场获得收益；
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容量补偿机制，即获取示范项目容量补偿，按照放电量给予电网侧储能不超过0.35元/千瓦时的补偿，补偿期为10年，但前提条件必须是明确为示范项目的电网侧独立储能，电源侧独立储能则无法参与申报和遴选；
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共享租赁机制，即通过租赁储能、储能市场化方式获得收益，设施租赁给有需求的企业或个人，根据不同的使用需求收取相应的租金。这种租赁模式可以降低用户的用电成本，同时也可以为储能设施的所有者带来稳定的收入。
目前电网公司对于我国储能的关注重点在于如何“立”，即坚持协调推进，在碳达峰、碳中和的进程中优化新能源供给消纳体系的构建路径。在以上的大背景下，目前我国储能基本可分为以下三种发展趋势：
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趋势1：在“绿电先行、产业跟随”的大趋势下，西部绿电增长与产业西移协同进行；
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趋势2：在全国范围内逐渐形成以东中部、西部北部开发利用两大空间及以绿电东送相结合的基本格局；
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整体维持西电东送、北电南送的基本格局，以西北清洁能源基地与西南水风基地为两大主要送端，受端除了传统的“三华”及南方地区之外，川渝特征更加明显，预计2045年左右，“西电东送”规模将趋于饱和。此外，新能源渗透率的快速提高带来了局部地区、部分时段的电网互济需求增大。
分布式光伏的大发展所引发的局部潮流“潮汐化”上送，目前甚至能从之前的35KV上送至110KV或220KV。区域高比例新能源季节性的平衡盈亏将导致局部的“迁徙式”电力流出现，面对各地发展不平衡、源网荷不协调、主配网、城农网差距大，高比例新能源接入带来电力系统稳定及电力系统平衡双重难题等各种现实问题，同时电网交直流混联，运行方式复杂，考虑到极端天气及故障因素等不确定性风险，需要加快主干网发展、补强配网。
由于储能市场空间巨大，各地政府纷纷推动储能产业发展，导致产业投资加速增长，全产业链扩产大潮兴起。
2. 部分项目存在“建而不用”的问题，新能源配建储能实际利用率不高
尽管储能装机规模迅速增长，但实际应用规模有限，导致行业内出现低价低质竞争的现象，部分企业牺牲短期盈利参与市场竞争。
3. 随着储能产业链布局的不断完善，该产业进入商业化初期
我国储能产业已初步建立了较为完备的产业链，从材料生产、设备制造到系统集成、资源回收等环节都有所涉及，但某些关键环节技术依赖进口。
由于上游原材料供应充足，下游市场需求旺盛，储能行业消费者的议价能力较弱，尽管技术壁垒和资金壁垒较高，但潜在进入者的威胁较大。储能电池市场竞争格局较为激烈，龙头企业市场份额稳固，国内企业快速崛起。
政府应加大对储能技术研发的投入。通过设立专项资金、推动科研机构与企业合作等多种方式，提供更多的资金和资源支持，以促进储能技术的创新与应用。政府可以设立储能技术研发基地，建立开放共享的研发平台，鼓励各方共同参与储能技术的研究和开发，加快技术进步。
随着双碳的发展，高比例新能源进入电力系统，新型电力系统需要大量灵活调节能力，要唤醒负荷侧沉睡的灵活资源加入电力系统调控，促进保供和消纳。负荷侧灵活资源能够为市场带来新增红利并实现自身盈利，具备形成健康、可持续的发展潜力。面对小众或不够集中的资源，发挥灵活调节的价值还需要智能的、可信的技术支撑。根据供需实际情况科学优化确定配储比例，完善储能的高效利用机制，确保电网企业应调尽调分布式储能。
深入研究储能系统参与电力系统调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，不断探索和完善储能商业模式，使新型储能健康有序发展。
