中国储能市场发展始于 2010 年，历经十余年发展，部分技术已得到验证，示范应用项目成功推行，商业模式在探索中有所改进。2020 年，“双碳”目标下，可再生能源开发得到前所未有重视，在高比例不稳定的可再生能源消纳压力下，多省地方政府及电网公司提出集中式“新能源+储能”配套发展政策，2021 年中央首次明确了储能是碳达峰、碳中和的关键支撑技术，储能技术对新能源大规模普及的价值充分体现并成共识，“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场与“风光”发电新能源市场繁荣共进。
短期：储能发展需政策引导，依附于新型电力系统转型。
2021 年以来国家层面密集出台的政策提振了储能市场投资积极性，储能行业的发展空间与可持续性得到充分释放。中央对新型储能的定位决定了短期内其发展仍需依附于新型电力系统的转型，可跟踪指标有发电侧的新能源配储比例、新能源消耗占比、新能源装机数量，输配电侧的电网灵活性水平，用户侧的峰谷价差需求。
长期：成熟商业模式支撑稳健发展。
储能参与主体应当借助政策与市场机制改革之风，探索建立成熟商业模式，实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得议价权才能保障行业稳健发展。我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式：削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务，用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源单一，未来在建立稳定商业模式的同时，储能作为独立市场主体可参与多个细分市场实现效益叠加。
储能参与主体应当借助政策与市场机制改革之风，探索建立成熟商业模式，实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得议价权才能保障行业稳健发展。我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式：削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务，用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源单一，未来在建立稳定商业模式的同时，储能作为独立市场主体可参与多个细分市场实现效益叠加。
储能技术路径方面，新型储能异军突起，电化学储能为主流，压缩空气储能和熔盐储能值得期待。
根据 CNESA 数据，截至 2020 年底，电化学储能投运项目累计占比约为 9.2%，其中锂离子电池约为 88.8%，带动储能逆变器进入高速发展阶段；熔盐储能规模进一步扩大，占比达 1.5%，熔盐储能技术系统结构简单，初始投资成本较低，是实现可再生能源大规模利用，提高能效、安全性和经济性的有效途径；2021/9/30，世界首座非补燃压缩空气储能电站并网试验成功，可将电能转换效率提升至 60%以上，2021 年 10 月，我国首套 10MW 先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电。先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术。
根据 CNESA 数据，截至 2020 年底，电化学储能投运项目累计占比约为 9.2%，其中锂离子电池约为 88.8%，带动储能逆变器进入高速发展阶段；熔盐储能规模进一步扩大，占比达 1.5%，熔盐储能技术系统结构简单，初始投资成本较低，是实现可再生能源大规模利用，提高能效、安全性和经济性的有效途径；2021/9/30，世界首座非补燃压缩空气储能电站并网试验成功，可将电能转换效率提升至 60%以上，2021 年 10 月，我国首套 10MW 先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电。先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术。