可再生能源技术发展取得了长足的进步，使太阳能和风能发电在价格上能够与化石燃料竞争，但却始终因发电间歇性而不稳定。如果想用可再生能源为世界提供动力，我们就需要找到一种方法来克服这种可变性。这就要用到电池储存多余能量，以弥补供应的变化。根据相关部门分析，今天的电池存储技术在微小型化应用上效果最好，可替代规模较小的“峰值”发电厂——这些发电厂常以天然气为燃料提供非常态运营——只在价格合适和需求高的时候迅速开火。

但是，除了代替小型“峰值”发电厂，电池遇到了真正的瓶颈。2016年研究者发现，当大量电池存储添加到电网中时，回报会急剧下降。结论是，将电池存储与可再生电厂耦合，是大型、灵活的煤炭或天然气联合循环电厂的“弱替代品”，锂离子技术不仅对于传统能源而言过于昂贵，而且电池寿命有限意味着它不适合在长时间内填补风能和太阳能发电的空白。

从今年6月以来，河南、江苏、福建、广东、青海、内蒙古等多地不断有电网储能招标、开工、并网等消息传来，表明我国的储能市场正在不断扩大。6月初，河南电网100MW电池储能示范工程第一次招标，力神电池、南都电源等锂电池企业投标;7月中旬，力信能源参与承建江苏镇江东部储能电站项目中的北山及五峰山储能电站项目，其中北山储能电站被国网江苏电力列为示范项目。事实上，上述项目只是今年“储能热”中的一部分。在这些新增项目中，配套储能系统的均为锂电池，锂电池储能电站的众多示范应用，就是在不断探索储能在集中式可再生能源并网和电网侧应用的商业模式。目前有经济价值的项目在于小型用户侧的应用。工商业用户安装储能系统，在峰谷电价差较大的地区，可以为其节省容量电费;在容量电费的核定规则比较灵活的地区，也可以为用户节省容量电费。由于江苏省是峰谷电价差较大，且可以灵活核定容量电费的试点地区，锂电储能用户侧项目落地较多，在峰谷电价差不低于0.75元/度电的前提下，这类项目的静态投资回收期一般在7~9年。

有数据表示，到2025年，锂离子电池仍继续占据主导地位，占全球电力电池储能部署的80%。大规模部署锂离子电池储能系统，除了成本瓶颈，最重要的是市场机制和激励政策的缺失。没有电力市场和激励政策，储能不能从多渠道获得收益，在成本较高的情况下，投资回收期长。事实上，储能的技术路线并不单一。我国正在积极发展多种储能技术，2050年我国总装机容量将达到500亿千瓦，按照规模调整供需平衡，储能的容量将达到4亿KW。我国规划到2050年建造1.6亿KW抽水储能装机容量，远远不能满足储能的需要。目前，以锂离子电池和铅炭电池为主，辅之以压缩空气储能、飞轮储能、超级电容、液流电池等技术路线，不同的储能技术路线已经基本能满足不同应用场景的需求。