预计到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，风电、太阳能等可再生能源发展全面提速。然而可再生能源发电随机性、波动性大，规模化并网影响电网稳定运行，“新能源+储能”模式将为可再生能源大规模发展和并网提供有力支撑。同时，储能系统作为能源存储转换的关键，可以提高多元能源系统的安全性、灵活性和可调性，是构建能源互联网的核心。
电化学储能大规模商业化应用，离不开储能政策和市场环境的改善。但就实践情况来看，还存在一些问题。首先是缺乏顶层设计，各方规划统筹协调性不足；其次是市场机制不成熟，投资储能经济性差；还有缺乏准入门槛要求，劣币驱逐良币现象频出。
7月21日，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，后续出台一系列政策，支持新能源配套储能建设。而在地方政策层面，公开信息显示，截止目前，已有十多个省份相继发布新能源配置储能方案，主要集中在“光伏+储能”“风电+储能”模式，配置比例在5%-20%之间。其中，安徽、江苏、河南、青海各地已经开始风电储能项目建设，部分项目已经建成并网。
在业内人士看来，目前风电场发电侧储能仍不具备经济性，政策不断加码有助于推动风储技术进步，从而使得储能快速市场化，而提前布局“风电储能一体化”的企业将首先受益。
储能系统中，电池成本原来占比超过60%，近两年下降约30%，且电池技术仍在快速进步，逆变器成本约为20%左右，随着产业规模化的提升价格将进一步下降。目前的风电场发电侧储能度电成本再下降一半，综合成本就到火电临界点了，这一目标，大概率在最近一两年的时间即可实现。而共享储能、智慧储能等新技术、新模式的发展，也将在降低风电储能成本方面发挥作用。
新能源+储能的发展，将给风电储能一体化的龙头企业和对风电储能应用有技术储备的企业，带来新的市场机会。
储能技术的进步和性价比的提升，将刺激风光电厂投资建设，储能系统也将在经济型拐点出现后，由“强制配备”变为自愿。放眼全球，新能源发电的快速发展是驱动储能发展的主要因素，新能源与储能的结合也是未来高比例新能源并网电力系统的必然趋势。随着新能源发电规模的扩大，新能源发电需承担的系统平衡成本将成为项目经济性测算必须考虑的重要内容，储能也必将在高比例新能源并网电力系统中找到自己的角色定位。
