2007年，大规模锂电池储能系统的成本大约是每千瓦时8000~10000元;到2017年，该成本已经下降到每千瓦时1800~2000元。现在锂电池储能系统的成本约每千瓦时1500元。
随着成本降低，国外户用储能迎来新的发展。2016年德国新增了2万套户用储能电池系统，到2017年其户用储能系统安装量为5.2万套。
据央视报道，我国的光伏已经能做到平价上网，未来成本甚至可能低于火电。
中国光伏成本在过去三年内下降了近40％，降本速度略快于全球平均水平。技术进步、政策扶持和规模化发展是降本的主要推力。
锂离子电池价格自2010年到2018年的平均价格也下降了85%
有机构预测，未来9年内，分布式储能市场或将迎来“爆发式”增长的机遇。
储能系统将在全球向更可持续、更可靠的电网转型过程中发挥关键作用。
前沿技术也在助力储能行业的发展：区块链、人工智能和提供电网平衡服务的系统聚合在内的技术突破正在推动储能系统的部署。
在国外，户用光储已被渐渐接受。分布式与储能互为推动力。分布式光伏存在的重要问题在于并网的不稳定性，除了可以存储电能外，储能还可以调节分布式光伏并网时的功率波动，增强光伏发电的稳定性。储能的发展将为分布式光伏的提供更好的发展环境。
加了储能的光伏系统，自发自用率更高。“自发自用，余电上网”并网模式的收益计算涉及到三个部分：国家补贴、节省的电费和上网收益。而用电的电费是要比上网收益(卖给电网的电费)要高的，因此自用电越多，收益就越高。目前用户的光伏系统的自发自用部分都相对较低，有的还不到30%，而光伏+储能的结合会大大提高自发自用比率，从而提高用户的收益。
以德国为例，预计短期内，在大幅降低的储能系统成本、逐年下降的分布式光伏上网电价、高额零售电价、高比例可再生能源发电、德国复兴银行户用储能补贴等因素推动下，户用储能市场容量将持续攀升。随着我国户用光伏市场的爆发及电价改革的推进，国内用户侧储能将紧随其后。
与国外大量储能项目与光伏电站共享站址实现多元化应用并获得多重收益的模式相比，我国光伏加储能的大部分项目仍以技术示范和模式验证为主。储能系统具有平抑光伏发电波动、跟踪发电计划出力，电量时移等作用，储能系统与光伏电站联合应用已经成为全球储能发展的重要方向。
例如：由国网浙江省电力公司承担的南麂岛微网示范工程项目，采用磷酸铁锂电池和超级电容，该项目是全国建成的首个离网型兆瓦级智能电网项目，为离网型海岛供电范本。
在这些示范项目的促动下，截至2018年底，中国已投运的、与光伏相配套的储能项目（以下简称“光储项目”）的累计装机规模达到了259.6MW，占中国储能投运项目总规模的25.7%。光储的价值正逐渐被全世界发现、挖掘。
从应用场景来看，相对集中式光储，分布式光储项目的应用场景更为多元化，涉及工业领域、海岛、偏远地区、军方等。
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