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通常认为储能能够使可再生能源（风电+太阳能）更具吸引力。一般认为，其最大价值就是能够使风电场输出稳定功率。这有一定的事实基础，但是变化功率的波动要求较小才好实现。多数情况下，完全依赖储能实现平稳功率输出显然经济性不够好。
然而，储能目前已经在稳定电网方面起到了一定作用。加州电力系统运营商最近发布了一篇讨论文章，其中描述2030年加州的电力供应展望。“到2030年，加州将有2/3的电力供应来源于非化石、非核电能源形式，主要通过燃气轮机发电来填补清洁能源的波动缺口”。
某36MW储能应用于153MW风场（美国）
更具野心的可再生能源方案被澳大利亚国立大学研究团队提出，到2030年将有90%的电力来源于风能和太阳能。支撑这一方案的是需要建14GW-28GW的抽水蓄能电站，这在澳大利益是可行的，但其他地方可能不具备条件。而平衡电网的成本将是19-38美元/MWh，这也是一个争议的话题。
风电功率平稳输出的神话
储能在未来电力系统中将扮演重要角色，但绝不是“稳态功率输出”。通过储能来实现稳定功率输出只能在较有限的范围内。在地区或者国家范围内，通过储能来实现平稳风电输出则需要的能量缺口太大。这个困难也可以从丹麦的风电输出来展现，下图是丹麦在2016年3月份10天内的风电发电输出。
2016年年底丹麦总装机5.1GW，全年平均输出功率1454MW。在上图中的10天内，近230个小时低于全年平均发电功率，只有最后10个小时超出。如果提供充足的储能使风电发电功率达到全年平均值几乎是不可能的。10天的电力缺口就达到246GWh，这相当于目前最大的抽水蓄能电站容量的30倍。而修建这样的抽水蓄能电站，即便能找到场址，也将消耗370亿美元。
储能在平稳功率输出方面或许只能起到有限的角色，但是其对电网系统管理仍然有很大帮助。特别是随着电网接纳可再生能源比例越来越高、电网结构越来越复杂，储能技术（特别是电池技术）将会较快的发展，也将会发挥更大的作用。
风能并不是威胁
很重要一点是，电网通常都是要管理很大的电力需求侧的波动，而风电增量对于电网系统运行并不会引起大的问题。有一种认识是，电网系统中风电发电功率波动需要有相对应数量的储备发电电站。而实际上并不是这样，因为在电网消费侧存在波动，这些波动会抵消和掩盖风电的波动。
比如在峰值需求是50GW的电网系统中，10GW的风电的增加将在供给/需求平衡中增加平均不确定度100MW（1小时内）。大部分的电网运行商通过增加短期备用电站来平衡不确定度，备用电站容量为波动均值的3倍（300MW）。如果在4个小时期间，则需要更多的储备电站。根据英国国家电网评估，如果风电容量增加到30GW，储备电站的需求将从4GW上升到7.5GW。当然，其中1GW的增加是来自于更大核电站的建设需求。
储能可能也可以充当备用电源，但是它将和传统的燃煤电站、燃气轮机发电、需求侧管理、可再生能源本身进行竞争。
电池的使用也越来越可行
储能在电网中有很多可能的应用，包括电网频率管理、电压控制、系统恢复（断电情况）、限制管理（避免削减风电输出）、延缓电网饱和等方面。由于电池的功率响应几乎是瞬态的，因此可以很好的完成这些电网支撑工作。
英国电网最近的一次的关于频率控制的招标，中标者均是采用电池技术，技术协议要求响应时间是1s，这对于传统电站是很难实现的。
储能经济
储能技术由较高的资本金成本，接近1000-1600美元/KW，因此经济性好的案例才值得去做。储能可以看做是一种发电技术，其电力成本可以类比于燃煤或燃气发电成本，包括运维成本、用于充电的燃料成本。同时，负载因数（Load factor）的设计应尽量保守，因为系统至少有一半时间要进行充电。
下面的图显示了储能发电成本中额外的增加的部分，设备（设施）成本。如果设备成本是2000美元/KW、充电成本为0，负载因数是30%、8%的资本利率，则需要储能电力回收价格100美元/MWh。如果充电成本是30美元/MWh，则需要回收电力价格137.5美元/MWh（包含了7.5美元/MWh的损失）
目前已建设的储能系统多是“套利”目的，夜间吸收来自调节能力差的核电站（价格较低），在白天用电高峰时释放能量（价格较高）。这些多是抽水蓄能电站，但是由于电池价格的快速下降，近期行业内对电池有较大的兴趣。但是电池由于其容量的限制，不太适合“套利”。但是却可用于支撑电网的相关系统服务。
系统服务的充电价格一般高于市场电价，收入多是来自于服务收入。但是储能也面临着竞争，特别是需求侧管理的提升，通过应用复杂的管理系统来集成电网小用户，实现需求侧优化以平衡电网。
事实是大部分储能装置经济性上是肯定不经济的。如果储能与风场有相当的额定容量，那么整个风电场的发电成本将增加一倍。然而，如果储能应用在电网比较弱的边远地区或者是岛屿上、消费端的光伏等，则经济性应该是具有吸引力的。
储能类型
目前有很多种储能的类型，大致可以分为四类：
机械式-这个定义成采用传统发电机发电的形式
抽水蓄能目前推广最好的一种储能方式，全球范围大概有165GW的装机。单台机组最大到3GW，储能/释放能量的时间最大达到10个小时。整体效率达到80%左右，机组响应在30s内。
压缩空气储能全球范围装机650MW。最大单机容量290MW，更大的系统正在计划中。压缩过程空气会被加热，这也意味着储存压缩空气的装置需要绝缘。如果一些原有的山洞能被用于储存压缩空气，成本会比重新建造要低。燃气轮机通常被用于在发电阶段。总体效率达到50-75%，响应时间与抽水蓄能发电类似。
飞轮储能倾向于被用于小的储能系统，全球范围装机850MW。最大单机达到20MW左右。尽管响应比较快，但能量释放时间一般小于1小时。
电池储能形式。
电池储能的形式很多，总的装机增长很快。而且电池成本也在下降。目前位于澳大利亚南部100MW锂镍电池是已装机的最大容量之一，主要是用于电网故障之后对电网的支撑。这个系统可以提供10分钟的70MW的功率或者是2个小时的30MW的功率，同时也用于当地315MW Hornsdale风电场的消峰填谷。
电池储能的缺点就是“自放电”和很有限的容量。最大的优势就是响应很快，同时总体效率也是不错的。在电能需求相对较低的夜间时间段，电动汽车电池充电可以用来吸收多余的风电。这些移动的小的充电系统，也是储能应用的一种形式。
热储能形式
主要包括熔盐moltensalt（全球装机大概2.5GW），冰或热水（全球大概250MW）。额定输出最大到10MW，能量释放最大需要4个小时。
储氢在德国的一个例子
可燃气体储能形式
多余的风电可被用来制氢。氢气可以被直接用于注入氢气网络中被工业直接应用，或者支撑燃料电池以驱动汽车。当然氢气也可以用于通过燃料电池来发电，但是效率会比较低。
还有一种选择就是让氢气与二氧化碳反应来生成甲烷，从而注入燃气管道中。“氢经济”已经被讨论有段时间，但除了一些示范之外，仍然还没有较大范围的应用。大部分研究都认为氢的主要应用领域在交通运输。最近氢燃料电池的火车也已经被研发出来。
普遍认为，在未来的10-20年里，储能将会快速增长；但不是每个人都认为目前已经有了较大的突破。根据英国关于2030年能源路线研究：电能储存被广泛认为是到2030年可能发生的最重要的技术突破，电力系统将以一个完全颠覆的形式运行。尽管大家对于储能商业化运行的时间表还有争论，但在3-5年内，在分布式发电层面商业化或将到来。
