（2）储能提高用户新型用电能力应用。
国际上，美国、日本、法国等国示范项目使用户有机会管理其电能消耗及预算，成为“生产消费者”或利用移动式储能参与负荷用电管理。其中尤以美国夏威夷大学智能电网和能量存储示范项目为最，其将1MW/1MW˙h锂离子电池系统被安装于变电站中，用以减少变压器的高峰负荷。并实施分布式电源/储能装置/微网/不同特性用户（含电动汽车等移动电力用户）接入和统一监控，用以展示储能系统在配网的协同调度，通过基于储能相关的关键技术提高用户新型用电能力。
在国内，最具代表性的为中新天津生态城，它利用储能系统参与用电侧电能管理，将负荷分为不可控负荷、可控负荷和可切负荷不同级别，并配以不同功率等级的储能系统。将源-荷有机地整合在一起，使之变为电网中的一个可控单元，满足不同用户的特定需求。
通过储能系统使负荷变为友好型用电负荷，提升了用电灵活互动能力，降低了大量分布式电源接入对配电网运行的复杂程度，提升了供电可靠性和供电质量。
（3）提升分布式能源汇聚效应能力应用。
国际上，美国、日本、意大利等国利用分布式储能减少可再生能源发电引起的潮流变化，使变电站与上级电网进行可控的能量交换，或通过热储能为用户提供供冷、供热综合服务。其中基于车网（VehicletoGrid,V2G）融合技术的理念，日本东京电力公司提出的“BESSSCADA”，对分布在配电网和用户侧的储能单元进行集中的管理和控制。通过对大量储能单元的统一管理和控制，形成大规模的储能能力，但控制上还有欠缺，未充分体现双向互动。
目前国内针对储能汇聚效应的工程还未开展，在薛家岛电动汽车工程示范中基于V2G理念做了类似的尝试，配套建设的集中充电站可同时为360辆乘用车电池充电。在储放功能上，可实现低谷时存储电能，在用电高峰和紧急情况下向电网释放电量，峰谷调节负荷7020kW，最大可达10520kW。但是切入点单一，缺乏基于能源互联系统层面的实现储能汇聚效应的统一规划和全面部署。
综上所述，国内外示范工程中，接入新能源种类局限在1～2种，储能主体以能量型居多，其中又以电化学储能为主导。现有示范工程中储能系统在提供电网辅助服务、平抑风电波动、实现风光多能互补、提高分布式系统供电可靠性等方面都得到了运用。
但兼具几种功能的综合演示鲜见报道，与能源互联网概念结合不够，未充分利用储能的聚合效应和双向调节能力，不能完全适应源-荷协同管理、终端用户和电网的灵活互动，且储能功能较为单一。
局限在单纯的新能源接入、参与新型用户用电、分散式能源汇聚等各种单项技术进行研究和工程示范，鲜有在一个区域中进行集成多种分布式能源和多种储能技术，并且对其能源的管理，缺乏自上而下的总体设计。
国内与国外相比，虽在储能本体的原创技术上总体落后于国外发达国家，但在储能应用技术特别是化学电池储能示范应用方面处于国际先进水平。“十二五”期间由国家电网公司主导，在储能领域取得了显著成绩，建成了天津生态城综合示范、上海世博园、张北风光储综合示范工程等具有影响力的项目。
但这些技术也只是一个区域内实施了单项技术，缺少系统性的多种能源接入与分布式储能应用技术的集成。
在技术推广过程中也暴露出一些不足。
第一，我国能源互联网储能基础理论研究落后于应用技术研究，缺乏从第三次工业革命储能支柱性角度进行顶层设计，多数应用利用已有经验来指导工程设计，没有形成系统化的理论体系做支撑。
第二，对分布式储能关键控制技术的研究多以工程实用为导向，原理上的研究不够深入，与信息物理融合技术的发展并不紧密。
第三，储能关键装置的研究应该以需求为导向，开发相应的储能接入装置，与能源互联网结合的力度有待提升。
第四，储能系统与能源互联网系统智能用电的交互影响及作用方面，研究尚不充分。这些问题与不足都应在“十三五”期间加以重视。
3 储能在分布式可再生能源领域中的发展趋势
3.1本体技术选择依据及对策
3.1.1评价要素
基于近几年来关于储能技术的研究工作，归纳出大容量储能技术推广应用的关键因素，并提出规模等级、技术水平、经济成本以及技术形态这四项指标，用于判断适于规模化发展的储能技术类型。
未来广泛用于电力系统的储能技术，至少需要达到MW级、MW∙h级的规模，而对于现有技术发展水平来说，抽水蓄能、压缩空气储能和电池储能、熔融盐蓄热、氢储能具备MW级或MW∙h级的规模，而飞轮、超导及超级电容器储能很难达到MW∙h量级。
安全与可靠始终是电力系统运行的基本要求，MW级、MW∙h级规模的储能系统将对安全与可靠性提出更高的要求。储能系统的安全问题，与储能系统本身的材料体系、结构布局以及系统设计中所考虑的安全措施等因素相关。
尤其对电池储能系统而言，由于在应用过程中往往需要通过串并联成组设计将电池单体组成电池模块及电池系统才能满足应用需求，所以电池系统内部各单体电池的性能一致性问题，也成为影响电池系统安全性与可靠性的又一个因素。
在技术水平方面，首先，转换效率和循环寿命是两个重要指标，它们影响储能系统总成本。低效率会增加有效输出能源的成本，低循环寿命因导致需要高频率的设备更新而增加总成本。其次，在具体应用中，影响储能系统比能量的储能设备体积和质量也是考虑因素。体积能量密度影响占地面积和空间，质量能量密度则反应了对设备载体的要求。
在经济成本方面，现有电价机制和政策环境下，单就储能技术的成本来讲远不能满足商业应用的需求。以风电应用为例，配套的储能设施单位kW投资成本几乎都超出了风电的单位投资成本，同时大规模化的储能系统还要考虑相应的运行维护成本。
因此，所关注的规模化推广的储能技术必须具备经济前瞻性，也就是说应该具备大幅降价空间，或者从长时期来看具有一定显性的经济效益，否则很难推广普及。
衡量一种储能技术能否得到大规模推广运用的第四项指标应是储能系统能否以设备或工程形态（批量化、标准化生产，便于安装、运行与维护）运用在电力系统中。在众多储能方式中，电池储能是契合设备形态需求较好的储能技术类型。
就目前储能技术发展水平而言，实现在电力系统的大规模应用，期望储能效率大于95%，充放电循环寿命超过10000次，储能系统规模可达到10MW∙h以上，并具有较高的安全性。在上述基准下，当前各类储能技术现状如图5所示。
