我国储能产业还处在以示范应用为主的发展期。近年来，在政府、行业、企业的共同推动下，中国储能产业在项目规划和产能布局等方面发展加快，特别是储能的市场地位、商业模式和经济价值在政策层面逐渐得到承认。随着电化学储能的迅猛发展，初步形成了新能源加储能的融合发展态势。但受水资源所限，抽水蓄能发展相对稳定，光热储能目前尚处于起步阶段，飞轮储能逐步进入商业化规模化应用的导入期。
（一）储能总量以抽水蓄能为主，但电化学储能发展迅速
总体而言，我国储能资源还是以抽水蓄能为主。截至2020年底，中国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。与全球储能市场类似，抽水蓄能仍然是最主要的储能方式，累计装机规模31.79GW，同比增长4.9%。近年来，随着技术成熟度不断提高以及系统成本逐步下降，电化学储能发展非常迅速，应用范围和场景不断扩大，能够与电力系统、通信基站、数据中心、轨道交通、电动汽车、智能电网等下游有机融合发展，催生了诸多新业态。在市场规模不断扩大、成本持续下降的推动下，电化学储能一直保持高速增长态势。截至2020年底，电化学储能累计装机规模3269.2MW，占我国累计装机规模的9.2%，同比增长91.2%。2015—2020年，我国电化学储能装机复合增长率超过80%。仅2020年中国新增投运的电化学储能项目装机规模就达到了1.56GW，年复合增加率达到91%。
（二）电化学储能成本不断下降，已接近储能系统盈亏平衡点
目前国内储能方式中，由于技术成熟度高、成本低等优势，抽水蓄能商业化应用相对成熟。近年来，电化学储能的技术经济性显著提升。以锂电池为例，锂离子电池能量密度5年来提高了近一倍，循环寿命增长了一倍以上，储能系统成本大幅下降约60%，不断推进光/风储平价。据CNESA2020年对主流厂商的调研数据，目前锂电池系统成本（不含PCS）已降至1000—1500元/ KWh，已接近应用的盈亏平衡点。预计未来5年，电化学储能成本还将进一步下降60%以上，铅炭和锂离子电池将更加具备竞争力。
（三）储能产业链布局不断完善，产业进入商业化初期
目前我国储能产业从材料生产、设备制造到系统集成、资源回收等环节已经初步建立了较为完备的产业链。除了材料等某些关键环节技术依赖进口，基本实现对主流成熟技术路线的掌握以及前沿技术的布局。在国内，在能源系统转型推动下，不同类型储能的技术路线研发齐头并进，技术瓶颈逐步突破，形成了电化学储能技术渐趋成熟、多种储能技术多点开花的技术研发格局。一大批技术领先的储能厂商奠定了我国储能规模化发展的产业基础。储能产业已经步入商业化初期，储能对能源系统转型的关键作用也得到业内的认可。
（四）储能的融合发展态势显现，储能应用新模式不断涌现
2020年，在高比例可再生能源消纳压力下，储能技术成为当前大规模消纳可再生能源的重要技术支撑，新能源加储能融合发展模式得到极大推广。20个省（市、区）的地方政府和电网企业出台了集中式新能源+储能配套发展的鼓励政策。此外，国家发改委、国家能源局陆续出台鼓励风光水火储一体化、源网荷储一体化的指导意见，明确了在电源侧和负荷侧的基地建设中增加储能以实现系统灵活坚强发展的目标。随着5G通信、数据中心、新能源汽车充电站等新基建建设加速，储能在发电侧和用户侧应用的广度和深度不断拓展与加深，逐步发挥了稳定电力系统安全运行的作用，跨界融合的应用价值也初步显现。值得一提的是，近年来在相关配套政策支持下，储能应用范围不断拓宽，市场不断涌现“共享”“代理”等储能商业运营新模式。比如，青海省推出的共享储能模式，突出了储能的独立主体身份。
（五）政府对储能高度重视， 储能发展面临有利的政策环境
“十三五”以来，国家相关部委和地方政府陆续发布鼓励储能发展的产业政策。2017年由五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，是我国储能产业第一份综合性政策文件，它明确了储能技术对于构建我国“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧结构性改革，推动能源生产和利用方式变革的战略意义，指明了储能产业发展的方向和目标。随后，针对储能的市场地位、调频调峰、参与辅助服务市场等焦点问题，相关部门陆续出台了细化政策，基本明确了储能的市场主体身份，界定了各类市场主体和用户端通过储能提供能源系统灵活性的基本条件，提出提供系统灵活性成本逐步向用户传导的发展思路。2021年7月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》正式发布，不仅明确了储能在2025、2030年的发展目标（到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000 万千瓦以上；2030年，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一的目标），更大亮点是明确了储能的独立市场主体地位，肯定了储能容量价值，为储能公平参与电力市场提供了政策依据。
