国内外新能源大发展在即，对储能产业有更急迫的现实需求。预计到2020年风电和太阳能发电装机会突破1.7亿千瓦，占全国发电装机总量的比例会超过15%。但由于目前我国电力系统煤电比例较高，在部分地区又主要是调峰能力差的供热机组，核电发展很快但却不能参与调峰，水电、燃气发电等调峰性能优越的电源所占比例过低，导致现有电力系统接纳新能源的能力很弱。再加上我国能源资源所在地多远离负荷地，不得不实施风电、光电的“大规模集中开发、远距离输送”，这更进一步加大了电网运行和控制风险。随着国内新能源发电规模的快速扩大，电网与新能源的矛盾越来越突出，对储能的需求更为迫切。
目前，为应对城市尖峰负荷，电力系统每年都要新增大量投资用于电网和电源后备容量建设，但利用率却非常低。以上海为例，2004—2006年间，为解决全市每年只有183.25小时的尖峰负荷，仅对电网侧的投资每年就超过200亿元，而为此形成的输配电能力的年平均利用率不到2%。同样是为了应对尖峰负荷，转而采用大容量储能技术，不仅投资会成倍减少，而且由于储能设施占地少、无排放，其节地、节能、减排的效果是其他调峰措施无法比拟的。
