我国是能源生产和消费大国，既需要节能减排，也需要源源不断地能源生产，这都离不开储能。如今，不论是光伏、风电、水电，还是电网或内燃机分布式能源，都在积极推进储能应用，储能，正以高速发展态势走进我们的能源领域。

截至2017年底，我国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%，其中抽水蓄能占到99%。

2017年我国储能市场新增投运储能项目总规模121MW，涉及集中式可再生能源并网、辅助服务、用户侧三个领域。从全国范围来看，各地都在积极结合自身实际需求，在积极推行储能项目应用。

集中式可再生能源并网领域 以青海和吉林较具代表性，前者积极探索光储商业化，后者则是将电储能与储热综合应用试点。

辅助服务领域 联合火电机组参与调频业务，在京津唐、山西地区应用较广泛。

用户侧 到用户侧，能应用储能，自然是峰谷价差大的地区，因而在经济条件较好的江苏、北京、广东等地区，正在展开“投资+运营”商业模式的有益尝试。

2017年新增投运的电化学储能项目从应用分布上看，如下图所示，用户侧新增装机规模所占比重最大，为59%，其次是集中式可再生能并网25%。

2017年锂离子电池和铅储电池基本平分中国市场份额，且整体上锂离子电池略高于铅储电池，锂离子电池在新能源汽车应用较广。但各类应用领域上看，新增投运电化学储能项目中用户侧铅储电池比例占到77%，而辅助服务、集中式可再生能源并网领域锂离子电池占绝对优势，分别占到100%、83%。

2017年我国储能项目无论在地域应用的广度，还是三大应用领域的量级变化上，都可以看出储能已经逐渐成为能源行业新生力量。当然，除了储能自身的发展潜力外，在很大的程度上也离不开政府政策的积极支持。

国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，作为在国家层面对储能项目进行指导的文件，打开了储能项目大范围推广的大门。随后山西、江苏、广东、北京、福建等地方也积极出台政策支持和指导储能项目，带来了一系列政策“东风”。 那么，如今的储能技术如何呢? 这个我们还要从电池研发和制造能力来看。

根据CNESA研究部的调研，行业主要电池厂商动力电池系统成本水平已经从2014年的3元/Wh降低到2017年1.5元/Wh。电池的正极也经历着从523到662再到811的路径，向高镍化演进，储能技术研发应用处在发展快车道。

储能巨大的价值在于微电网、调频以及多能互补，尤其是在清洁能源大跨步向前发展的今日，储能显得尤为重要。综合抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能的发展趋势，在不包括储热的情况下，预计到2020年底，我国储能技术总装机规模将达到41.99GW，爆发了巨大潜力，成为能源行业一股强劲的新生力量。