根據IEA統計分析，2012年全球儲能裝機總量128GW中抽水儲能占比為99%。抽水蓄能是典型的發電端儲能技術，這反映了電力供應格局的現狀。風能和太陽能發電的比重上升，正在帶來分布式發電的革命，也帶來了分布式的儲能需求。
最早啟動的是離網儲能應用。在電價市場化的國家，部分居民的地理位置偏遠，而導致電價高企，這類離網的儲能需求可以在更高的價格下啟動，比如在德國市場，700歐元/kwh的儲能系統也有市場需求。E3DC是德國鋰離子家庭儲能系統的領導廠商，市場占有率自稱為80%，主要產品是太陽能發電及儲能系統，其S10配置的電池容量13.8kwh，而太陽能發電功率為12KW，其累計出貨已超過1000套。
太陽能發電成本低于居民電價后，分布式發電最好的出路是自用，如果儲能成本足夠低，則用戶有動力通過儲能系統把太陽能發電得到的電力用于高峰電價時段。居民電價高的國家更容易啟動這個市場，這些國家多集中在歐洲。以德國為例，估計其分布式太陽能發電成本在0.13歐元，居民電價在0.26歐元，則儲能成本在0.13歐元左右時，這類儲能需求將興起，考慮到德國正在執行的30%的儲能補貼政策，實際成本在0.18歐元/度時就可以啟動，考慮到中間渠道產生的加價（30-50%），我們估計2016年德國市場這類需求就將大范圍啟動。
靠天發電的特性決定了這2種新能源發電技術的輸出電力都是不穩定的，需要通過儲能系統實現負荷平衡，至少是負荷平滑，這通常需要的儲能系統需要按照10%-30%的小時發電量配置，而即便按照10%每小時發電量配套儲能裝置，根據2014年預計的風光發電出貨量來看，潛在的全球配套儲能系統需求保守估計在8GWH/年。但是，實際上由于儲能單元成本居高不下，儲能系統的滲透率非常低。這一需求的啟動，取決于電網的上網政策規定。
業界在討論的另一個變通方式，是用電動汽車淘汰下來的電池做儲能單元，則成本可能大幅度下降，國際上已經有這種項目在試驗運行。但是，這種應用模式需要電池技術的電動車大成，并有大量電池進入淘汰階段。如果，電池電動車成為主流，其退役電池應該能夠大規模滿足儲能的需要。
電動車和儲能應用還存在直接融合使用的可能，融合將使儲能系統成本更快速地回收，加快這2個應用的啟動時點。如果假定電動車已經在使用，則，當磷酸鐵鋰儲能系統成本在1.5元/wh時，邊際儲能成本為0.6元/度，這個條件遠低于獨立應用模式下要求的0.9元/wh。以磷酸鐵鋰電池的價格來看，2015這個模式就具備啟動條件，但是，前提是家用電動車市場的啟動。
目前看來，磷酸鐵鋰最有希望在分布式儲能中被廣泛應用，最主要的原因是磷酸鐵鋰的循環壽命在鋰電池技術當中是較高的。鉛酸電池目前的性價比也不錯，但是長期來看其成本潛力有限，壽命仍有差距（改良后的鉛酸壽命可以達到2000次左右，與磷酸鐵鋰4000次也有差距），并面臨一些國家的環保限制。
長遠來看，峰谷用電調峰需求巨大。以負荷差異來看，我們估計潛在的調峰市場在7.5%的總裝機量（國內峰谷負荷差為30-40%）。根據2013年全國電網發電裝機容量為1250GW，日均發電量14657GWH，電網調峰儲能需求在94GW，或1100GWH。這個市場中，抽水蓄能目前是主力。2013年中國的抽水蓄能電站投產容量21.5GW（儲能功率在總裝機容量的占比為1.72%），在建14.2GW。新型儲能技術要進入這個領域，至少需要將度電儲能成本降低到峰谷電價差的水平，國內平均在0.60元/度。
以磷酸鐵鋰技術為例，要達到0.6元/度的成本，則儲能系統成本投資為900元/KWH，而目前的廠商出貨成本在3000元/KWH，仍需要有巨大的下降幅度（或者商業模式創新）。磷酸鐵鋰是否有潛力下降到900元/KWH，目前看不清楚，這是一項有極具挑戰性的指標。
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