2.2储能技术与可再生新能源发电并网
可再生新能源发电产业正在经历快速发展。英国计划到2020年约30%电力生产来自于新能源发电产业；以我国风电为例，预计到2020年风电装机容量将超过发电总装机容量的10%。但是，间歇性新能源发电仍存在重要技术瓶颈——发电不稳定性和并网技术问题。引入储能技术是解决上述问题的主要途径，它可以提高发电厂输出功率的可控性，抑制功率波动，提高电能质量，从而使风力发电、光伏发电等系统成为广泛利用的电力供应系统。储能技术选择需考虑额定功率和容量、响应时间、安全稳定性、技术成熟度、经济成本等。从应用的角度，在电能质量保证方面，飞轮、超级电容器、部分蓄电池(如钠硫和液流)、超导磁储能系统能够使发电厂输出功率平滑，确保电网电能稳定；在电能能量管理方面，随着新能源装机容量的提升，储能系统的容量需要相应提高，新型压缩空气、热能储存、部分蓄电池(如铅酸和液流)系统具有潜在的调峰功能，可以适合风电、太阳能发电等的大规模储存。在世界范围内已建成一些示范性工程，如加拿大VRBPowerSystemsInc.在美国、德国等地的风光储能发电并网工程。2005年，美国California州建造了与风力发电机组相整合的450kW超级电容器，用以保证机组向电网输送功率的稳定性。我国在这个领域也在加快部署，例如正在运行中的国网张北项目(20MW)是目前全球最大的风光储输工程,张北风光储输工程二期已于2013年6月开始建设，其中包括化学储能装置50MW；南网储能示范项目(10MW)，深圳宝清电池储能站(4MW×4h)；此外，全球最大规模的5MW/10MWh全钒液流电池储能系统在2013年2月并网，经过严格考核，已全面投入运行，此技术可有效推进我国可再生能源的普及应用。
2.3储能技术与分布式发电及微电网系统
分布式发电及微电网系统具有鲜明的特点：能独立运转或者并网，接近电力消费终端，容量相对较小(kW级别到几十MW级别)等。针对其特点，储能单元被认为是此类系统的必备部件。储能单元可起到抑制系统和输出功率的扰动、用于短时过渡供电、调峰填谷、保持电压频率稳定、提供可靠备用电源、提高系统并网运行可靠性和灵活性等作用。目前已有一些建成的储能示范工程应用于分布式发电与微电网系统，如美国ZBB公司商业建筑储能系统、西藏日喀则拉孜风光互补离网项目、陕西世园会充电及风光储微网项目。2013年，欧洲最大的储能电池设备在英国南部贝德福德郡的莱顿巴扎德启动，预计在2016年开始投入运营，建成后的容量为6兆瓦，将使用锰酸锂技术存储电能，并在用电高峰期供能，以满足电网需求。2015年4月30日20时，电动车制造商特斯拉推出家庭储能“Powerwall”电池组，这一整套设备可以和当地电网集成，以处理过剩的电力，实现转移负荷、电力备份以及太阳能发电自给。日本大和房建工业于2011年10月推出了具有蓄电池系统控制功能的智能住宅。从储能运用的角度出发，为了达到短时供电、调峰填谷和备用电源的目的，储能单元系统须具备大容量能量/功率的能力。
2.4储能技术与电动汽车
电动汽车与智能电网相结合的V2G技术是一种新近发展中的技术。由于电动汽车较长时间地处于停止状态，车载电池作为储能单元，与电网的能量管理系统建立通信，从而达到电动汽车与智能电网能量转换互补的目的。利用V2G技术，使电动汽车具有潜在地参与较小规模电力电网系统调峰调频、电能质量保证和备用电源等应用。电动汽车蓄电池(如铅酸、锂电池等)甚至超级电容器都有可能作为V2G系统的储能单元。如日本NEC、美国Maxwell等公司在电动汽车、轨道交通系统等领域中就运用了超级电容技术。日本式智能电网政府实现目标：电动汽车/插电式混合动力占新车的百分比从0.4%上升到2020年的20%，通过V2H技术,EV/PHV提供大容量储能电池，也可以用于电力峰值转移或应急电源，来提高电力汽车/插电式混合动力汽车储能电池的应用。在Keihanna,实时监测100辆电动汽车充电量的系统及应用车载监控的需求响应来抑制充电量的系统验证正在进行。
2.5储能技术在智能电网应用中所面临的挑战和机遇
储能作为一项高科技含量高工程要求的新兴技术，还面临着重大的挑战：
（1）技术挑战。大部分储能技术成熟度还有待提高，特别是关键材料、核心技术。另外储能在电力电网系统应用时间较短，而电网对于安全可靠性要求很高，储能设备产品的定型周期需要长时间的验证；
（2）经济挑战。与关键技术、能源效率以及应用场合密切联系的投资和维护成本将成为各种储能技术选择发展的关键考量；
（3）政策挑战。虽然各国都制订了发展储能技术的战略，但在如何管理储能系统和如何对于储能技术的研发给予支持仍然需要政策细化。
同时，我们也看到，去年中国储能项目装机增长已超过全球增速。截至2013年底，除抽水蓄能、压缩空气储能及储热外，全球储能项目总装机容量达73.6万kW，较2012年增长了12%。而中国储能产业发展速度则相对更快。截至2013年底，中国已运行的储能项目装机规模达5.15万kW，较2012年增长了39%。快速增长涉及可再生能源并网、分布式发电及微网、电动汽车等多个方面。
三、上海基础（包括优势单位等）
3.1上海市智能电网的发展中储能的应用场景
上海市的社会经济地位决定了上海电网是一个对可靠性和电能质量要求极高的电网。随着城市产业结构的调整，第三产业的比重增加，峰谷差不断加大，对供电可靠性要求高、负荷峰谷差大的用户数量不断增加。
在用户负荷侧接入电池储能电站，在节省容量投资的同时，确保电能质量、提高用电可靠性。实行峰谷电价的情况下，负荷高峰时，用户利用电池储能系统减少高价电的购买量，负荷低谷时利用电池储能系统在电价低时多购电。在这个过程中，用户可以减少购电费用。将电池储能电站直接接入城市配网，对电网而言，相当于改善了负荷特性,实现电力系统的负荷水平控制；减少了系统备用容量的需求，减少了系统中的调峰调频机组的需求，减轻了高峰负荷时输电网的潮流，减少了系统输电网络的损耗及输电网的设备投资，提高输配电设备的利用率。
在电源侧安装电池储能系统，可以在低谷负荷情况下启动储能装置，保持低谷负荷时候的电力平衡，使火电机组运行在比较经济的出力区间，提高了低谷负荷时的机组效率，在一定程度上降低煤耗，减少煤炭燃烧对环境的污染，在相同发电量的情况下可以促进其增效减排，提高了发电厂的经济效益，也符合国家的能源政策。
在配电端接入储能系统控制，则可以在电源端供电和用户端用电不均衡时合理分配电力，在两端电力发生较大变化时提供额外电力消纳和供应，防止用电紧张或供电冗余。提高了电力的使用效率，避免了电力浪费，客观上提升了电力价值，降低了电力成本。
3.2上海市已进行、正实施的储能项目、技术与工程
从2006～2007年，国家电网公司、上海市科委和国家科技部分别下达经费共计4910万元，支持上海电网储能技术研究建设项目。到2011年初，该项目已完成总额定容量410kW/1300kWh电池储能系统的建设，分布在上海漕溪变电站、前卫变电站和白银变电站。其中，漕溪站建成镍氢电池（6组，额定容量为100kW/200kWh）、锂电池（3组，额定容量为100kW/200kWh）和铁电池（2组，额定容量为100kW/80kWh）储能系统；前卫站建成全钒液流（额定容量为10kW/20kWh）储能系统；白银站建成钠硫电池（18组，额定容量为100kW/800kWh）储能系统。
上海硅酸盐所与上海电气、国家电网上海市电力公司，面向新能源、智能电网的战略需求，按照“产研用”模式推进的储能技术产业化项目，模块产品于2014年9月通过第三方检测和厂内验收，开展电站工程应用示范。电站总体储能容量为1.2MWh，采用户外堆仓设计，为我国首个钠硫储能电站工程化应用示范项目。
国网上海电力和电力研究院为上海市迪士尼设计光伏储能系统，与站用电负荷组成一个微网系统，光伏发电系统19.6kW，交流充电桩3×7kW，一套30kWh磷酸铁锂电池储能系统，满足在并网和孤岛情况下系统运转正常，并加入了分布式电源、电动汽车等智能电网元素。
虹桥商务区新能源接入以太阳能光伏为代表方式，智能电网中的储能系统建设在110kV博世地下变电站内，储能电池类型为钠硫电池，系统容量总共为1MW×8h。储能系统接入博世站的必要设备包括:储能电池4组(每组容量为250kW)，PCS屏4面，箱式变压器一台(容量为1250kVA)及其相应二次设备。
今年在崇明东滩投入试运行的储能系统，由四套500千瓦时电池系统、四台变流器、两台变压器、一套联合监控系统及其配套设施组成。该系统采用磷酸铁锂电池储能，总容量2兆瓦，5小时周期内可储存约1万千瓦时电能。目前崇明本岛共有5个风力发电项目，合计装机容量为175兆瓦，占本岛日均用电负荷(163兆瓦)的107.36%。
