2009年，由国家财政部、科技部和国家电网公司共同启动总投资约150亿元的我国首个风光储输示范项目示范项目，开发规模为500兆瓦风电、100兆瓦太阳能光伏发电、110兆瓦化学储能。同年6月，该储输项目一期工程落户河北省张家口市张北县，计划建设风电100兆瓦、光伏发电50兆瓦、储能20兆瓦，2011年，张北风光储输示范项目一期工程开始招标，招标公告五个包中四个都是磷酸铁锂电池系统，为6MW×6h、4MW×4h、3MW×3h和1MW×2h，分别由比亚迪股份有限公司、东莞新能源科技有限公司、中航锂电(洛阳)有限公司、万向电动汽车有限公司中标;另有一个包采购2MW×4h的液流电池系统，由北京普能世纪科技有限公司(以下简称普能)竞得。
一直致力于研究钒液流电池技术的普能坚定地认为钒液流电池技术在应用于电网级储能时，具有可大规模应用、成本低、安全性高的优点。普能CEO江宗宪此前在接受《中国能源报》记者采访时曾表示，目前还很难单纯地说各种储能技术路线孰优孰劣。
“我们也知道钒液流电池技术也有不足，那就是它的能量密度相对较低，电池体积比较大，但在电网应用中，这不是主要问题。如果我们站在整个电力的角度来看待储能，它就是一个大的、多路线的系统，需要根据实际需求匹配不同的路线和产品。”江宗宪对本报记者说。
“这个示范工程招标只是一种试验，看不同的电池系统使用起来是否便利经济，谈不上代表了储能电池的技术路线，储能技术还在不断发展中。”中国电科院电工与新材料研究所高级工程师来小康对记者说。
中关村储能产业技术联盟储能专业委员会会长俞振华也持同样的观点。他告诉本报记者，在可再生能源并网的储能技术中，不同的项目有不同的具体情况，所需的储能技术也不尽相同。
“发电领域和可再生能源并网领域所需要的储能技术不同，风电和光伏发电所需的储能技术也不同。即使单纯从风电来说，解决风电并网、调度、调频、平滑处理这些方面所需要的储能技术不同，风电在东北、西北、内蒙等不同区域并网对储能技术和电池安全性的要求也不尽相同。”俞振华举例说。
“拿离网光伏电站来说，在没有日照的情况下要保证5天能够持续供电，这就需要几十个小时的充电时间，铅酸蓄电池技术就比较合适;而并网中涉及到需要能源管理的，传统还是铅酸蓄电池，但是锂电池应用得更多一些。”俞振华进一步说。
