根据国际能源署数据，在过去30年间，全球55%的累计排碳来自电力行业，而电力行业80%排碳来自燃煤发电，因此大力发展清洁能源成为实现碳中和的重要途径。根据清华大学能源环境经济研究所预计，我国2060年实现碳中和，届时风、光占比将接近50%，发电量比重接近60%。

由于新能源发电具有波动性和随机性，无法通过调节自身出力适应用户侧需求变化，传统的“源随荷动”模式将不再适用于新型电力系统，必须通过储能等措施，依靠源网荷储协调互动，实现电力供需动态平衡。

储能在新型电力系统中的核心作用体现在：提供电力系统稳定性、峰值容量充足性、爬坡灵活性。

欧美储能发展较早，已形成地区特色

    ●美国：发电侧、用电侧储能主要来自加州，完善的电力市场为储能提供收益机制，补贴强化储能经济性。对于光伏运营商，因光伏夜间出力为0，其无法通过夜间发电享受高电价，若要参与高电价市场，则需配备储能系统。

●德国：家用储能在全球处于领先地位，家用储能装机占比达93%。主要原因有以下几点：1、德国家庭电价高；2、德国具有完善的电力市场现货交易系统，峰谷价差大，使得储能有较好的经济性；3、德国针对户用储能实行领先行业补贴政策。

●国内：储能经历四大阶段，2021年迎发展拐点。

第一阶段为：2016年以前，新能源发电渗透率较低，储能主要用于电力系统负荷“削峰填谷”，装机以抽水蓄能为主；

第二阶段为：2016-2020年，电化学储能开始走上历史舞台，以解决新能源发电渗透率提升带来的弃风弃光问题。

第三阶段为：2021-2030年，随着电力系统逐渐市场化，电化学储能将迎来发电侧、电网侧、用电侧的全面爆发，预计2025年国内电力系统储能需求将达76GWh。

第四阶段为：2031-2060年，风光电等不稳定电源将成为我国电力系统供电主力，储能将成为电力系统的核心以保证电力系统安全、稳定运行。