在碳中和的大目标下，我国形成光伏＋储能＋特高压输送体系；来摆脱对于煤炭、石油的依赖。从应用上看，储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。电力即发即用，无法直接存储，配储则可以平滑电力波动性，减少资源浪费。按应用场景可分为用户侧（自发自用、峰谷价差套利），发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、输配侧以及辅助服务（5G基站备用电源）等多种用途。
在发电侧，解决风能、太阳能等可再生能源发电不连续、不可控的问题，保障其可控并网和按需输配；储能可以弥补风电和光伏发电的不足，光伏和风电虽然在发电过程中，减少对环境的污染，但是这两种发电方式受到地域性和季节性影响太大，发电失衡，就需要储能调节功能，储能可以改善这两种发电方式的安全稳定运行。
在输配电侧，解决电网的调峰调频、削峰填谷、智能化供电、分布式供能问题，提高多能耦合效率，实现节能减排。火力电站配备储能电站主要目的，不是为了存储能源，而是为了调峰和调频，随着未来新能源发电的规模越来越大，电网的不稳定性也就越大，对火电这种稳定性发电源的调节要求也越来越高。配备电化学储能电站，也会减轻火电机组的调节压力，在传输的电网中布局储能电站，目的是调节电网的电压，起到一种调节和防御的作用。
在用户端安装存储电力的设施，目的是电费管理和电压调节，目前的居民用电价格机制是峰谷定价，当用电负荷增加的时候，峰谷价差被拉大。新能源发电的规模不容忽视，大部分的发电站指标都给了风和光，越来越高的装机规模，配备储能电站已是势在必行，目前来看，在发电侧、电网侧、用户侧三个领域，发电侧和用户侧会成为储能的主战场。
从技术路线上看，电化学储能已经入商业化，或成未来发展重点，其中磷酸铁锂将成为主流技术方向，钠离子电池或成为后续技术方向，由于钠离子储量为锂储量420倍，存量丰富、价格低廉，理论Bom成本较锂电池可减低30%-40%，且钠电池安全性、高低温、快充性能更优异，因此在储能市场具备广阔应用空间；储能电池的另外一个端口来自于动力电池的梯次利用，当前还不是太成熟，有待相关法规和技术的进步。
电化学储能产业链上游包括电池原材料、电子元器件供应商等；中游主要为电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他配件供应商等；下游包含储能系统集成商、储能系统安装商以及含电网、家庭、工商业、风光电站等在内的终端用户。
光伏和风电天然具有不稳定性，目前发电侧盈利模式主要通过将原来无法利用的发电量存储起来，在合适的时机卖出赚取电价收益；电网侧调峰模式下，储能主要依靠提供调峰服务获取补偿收益。
而政策层面，各个地方也都为发电侧储能进行了加码；发改委、能源局下发了“十四五”新型储能发展实施方案，从整体目标上看，计划到2025年实现新型储能步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件，其中电化学储能目标系统成本降低30%以上，火电与核电机组抽汽蓄能、压缩空气储能实现工程化应用，兆瓦级飞轮储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等技术实现突破。到2030年新型储能全面市场化发展。
户用侧储能，海外市场目前是主战场。一方面得益于海外居民用电价格偏高，特别是峰谷电价差在2-3倍以上，远远高于国内。另一方面，自然灾害影响等对户用新能源发电的影响。都为海外户用储能装机奠定基础。从国内来看，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》正式落地，指出至2025年装机30GW是目前的10倍，年复合增速高达58%。根据鑫椤数据库统计，2021年我国储能电池出货量为57GWH，预计2022年全球储能电池产量将达到130.42GWh。
储能在国内外部分应用场景已经具有经济性，若成本进一步下降，更多的需求将被激发,未来几年储能产业可能高速发展。以储能技术为先导，在发电侧、输配电侧和用电侧实现能源的可控调度，保障可再生能源大规模应用，提高常规电力系统和区域能源系统效率，驱动电动汽车等终端用电技术发展，建立“安全、经济、高效、低碳、共享”的能源体系，成为未来20年我国落实“能源革命”战略的必由之路。
鑫椤观点：近来由于产业链对于新能源车销量的误判，导致整个锂电原材料体系的供不应求，价格大涨，电池的成本结束了长达10年的下行通道，储能电池的价格也随之大涨，而整个储能系统电池成本占比大于50%；叠加相关芯片的紧张，涨价，当前储能系统的内部收益率大幅度下降，影响了储能电站的建设投资。但是随着锂电池产业链的投资建设以及产能爬升，预估电池成本在23年左右又会进入下行通道，随着成本的降低，储能电池的未来成长空间依然乐观。
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