在能源领域内，可再生能源不仅被视为解决环境问题尤其是二氧化碳减排的有效途径，而且长期看，还可能是满足人类能源需求的最重要的解决方案之一。
中国长期以来以煤为主的能源结构是严重的环境污染尤其雾霾等现象的主要因素，发展可再生能源，满足能源需求增长、展开对煤炭（煤炭市场前景调查分析报告）的替代过程已经开始。我国“十三五”能源规划提出，到2020年，一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右，非化石能源占一次能源消费比重将达到15%。
我国要大力发展可再生能源已经形成共识。但可再生能源并网有一个大障碍在于其发电具有波动性、间歇性与不可预测性。发电并网比例上升，电网波动性显著增加，稳定性降低，成本大幅度提高。因此，为了实现新能源大规模应用，必须规划相应的储能系统。
2014年，中国可再生能源发电量为1.2万亿千瓦时，占总发电量的22%。其中水电最高，核电次之，以风电与光伏为代表的新能源总发电量为1794亿千瓦时，占比仅为3.24%。按现有发展进度折算，到2020年，水电与核电可能新增约3000亿千瓦时，因此，风电与光伏需要填补4000亿千瓦时的发电缺口。风电光伏并网比例必然超过5%，甚至有可能接近10%。
我们看到，传统储能的主要形式为抽水蓄能电站，然而抽水蓄能电站的建设由于选址的限制，很难与风电光伏配合，因而难以满足“十三五”新能源装机的发展要求。因此，五至十年内，电池储能可能是解决新能源发电并网问题的必经途径。电池储能技术发展迅速，能量密度与功率密度较高，应用较为灵活，可以高效地与新能源发电进行转换。2015年5月，Tesla发布名为PowerWall的家用电池系统和商用电池系统Powerpack，则标志着电池储能商业化的开始。
储能技术受到了政府的关注，国家能源局已经委托中国化学与物理电源行业协会启动国家储能产业“十三五”规划大纲的编写工作，以指导与推动储能行业的发展。大纲编写意见指出：应用储能技术能为电网系统调峰填谷，解决供用电矛盾;提高电网系统可靠性和安全性，减少备用需求及停电损失;作为用户侧辅助电源，提高电能质量和供电稳定性，保障电网安全、稳定运行;作为分布式发电及微电网的关键技术，稳定系统输出、备用电源、提高调度灵活性、降低运行成本、减少用户电费。
可以预见，“十三五”规划将支持储能技术得到飞跃式发展。然而，经济视角的研究也应作为储能技术政策制定的基础。
上述大纲编写意见中，首先指出储能技术应以提升电网稳定性为目的，可以认为储能设备所有者为电网与电力公司，目的是降低电网成本;之后又指出储能应在分布式发电与微网侧发挥作用，可以认为用电单位为储能设备的所有者，目的是发挥其经济效益。这两大目标所对应的主体结构不一致、目标不一致，可能不能同时达到最优。
储能的经济性应体现为储能收益大于储能成本。从电网侧来看，储能的主要目标是调节峰谷，减少新能源发电对电网的冲击。因此，电网的储能收益体现为储能导致的电网成本的降低。
现阶段中国新能源发电比例很小，峰谷电价等分时电价的制定无须考虑新能源发电的影响。但峰谷电价与电力需求具有正相关性，运用得当储能可以同时优化上述两大目标。然而当新能源发电占到一定比例后，供需双方的作用将使电力需求的峰谷结构发生改变，新能源发电不存在燃料成本，其运行成本可以忽略不计，电网运行成本由扣除新能源发电的其他发电部分决定。
要使储能在分布式中实现应用，还需要解决市场准入的问题。如果只允许用户自储自用，将会限制储能的投资热情。但若是允许储能作为电源接入电网，则需要有相关的政策和标准以配合。这方面国外已经有现成的案例，如美国的FERC792法案就将储能定义为小型发电设备，允许其并网运行。
储能系统能够帮助电网进行调频调峰，同时在不增加电网容量的情况下提升可再生能源的消纳能力。这些可以视为储能的外部性。但在市场交易中外部性是无法得到体现的，这就需要通过补贴等手段进行调节。
那么，储能的外部性如何衡量?如何制定有效的补贴政策?外部性的地区差异如何评价与补偿?就成了需要深入研究的问题。
产业方面，鉴于储能技术对于可再生能源发展的重要作用，应该对相关研发给予补贴与扶持。特别是在技术发展的初期阶段，由于技术积累水平和市场规模等因素的制约，储能技术的研发收益可能无法覆盖其成本。这就需要在政策上对于储能研发进行扶持，在制定产业政策时，应特别注意激励机制的合理性，以避免浪费补贴。
综上，储能技术作为“十三五”能源发展中重要的一环，在制定发展目标时，要把经济性研究与技术研究放在同等重要的位置进行考量。
可再生能源发电并网是世界性的难题，需要在合理的市场机制下，由电价经济性杠杆与储能技术物理性杠杆同时发挥作用。经济方面的研究着眼于如何优化资源配置，其对促进储能的健康发展可能更为重要。这就要求对市场机制的设计、价格杠杆的应用、补贴政策的制定以及产业的规划等一系列问题，进行系统性的评估。