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我国“十二五”规划明确指出，将“依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设”。智能电网的发展已经成为我国能源战略的重要组成部分，风能、光伏等清洁能源作为一种清洁、高效、易获取、无需耗能的可再生能源，当仁不让地成为了智能电网的重要组成部分，其规模化飞速发展已呈气势如虹、一发不可收的态势。风电作为技术最成熟的新能源利用方式之一，已经实现连续四年翻番的快速增长。截至2012上半年，全国并网新能源发电装机容量达到6500万kW，约占总装机容量的5%。其中，并网风电4500万kW，约占并网新能源发电装机的88%，规划2015年和2020年风电装机分别为1亿kW和1.8亿kW。光伏系统同样发展迅速，2011年我国装机容量超过3GW，其中，并网装机容量约220万kW，约占4%，2012年预计达5～7GW。
然而，风电、光伏固有的随机性、间歇性特点，导致其规模化并网给电网发电调度、调频调峰、备用容量规划带来很大挑战，造成目前现有风电场或光伏电站资源浪费现象严重，严重影响经济效益，同时还会对电网的安全稳定运行以及电能质量等带来不利影响。以风力发电为例，2011年我国发生四起典型风力发电机组大规模脱网事故，造成了我国局部电网频率的较大跌落。甘肃酒泉、河北张家口等地区相继发生频率漂移事故，频率最低降至49.815Hz，几乎接近电力系统安全稳定运行极限，对电网的可靠稳定运行构成了重大威胁。鉴于此，国家出台了《风电场接入电力系统技术规定》、《风电场功率预测预报管理暂行办法》等标准规范，明确了风电场并网的相关技术规定，要求风电场具备可调度、参与系统调峰调频等能力。其中，《风电场接入电力系统技术规定》提出了风电场并网的相关技术要求，并给出了正常运行情况下风电场有功功率变化最大限值；《风电场功率预测预报管理暂行办法》要求所有并网运行的风电场均应具备风电功率预测预报的能力，按要求开展风电功率预测预报和发电计划申报工作，并按照电网调度机构下达的发电计划曲线运行，明确提出日预测曲线最大误差不超过25%、实时预测误差不超过15%、全天预测结果的方均根误差小于20%等考核指标，规定长期预测准确度差的风电场企业应按有关要求进行整改。
另外，以风电为代表的间歇性能源具有反调峰特性，尤其在东北、华北地区，风电的反调峰特性尤为明显。在夜间负荷低谷时段，风电出力往往较大，当风电场达到一定规模时，难免出现限电“弃风”现象。2011年全国风电弃风限电总量超过100亿kW·h，平均利用小时数大幅减少，个别省（区）的利用小时数已经下降到1600h左右。而各主要风电基地平均限电量占风电总发电量的比重均超过10%，风能资源丰富的黑龙江省弃风量则超过年发电量的20%，年平均利用小时数约2008h，严重影响了风电场运行的经济性。风电并网运行和消纳问题已成为制约我国风电持续健康发展的重要因素。对此，国家能源局提出了风电弃风超过20%的地区，原则上不得安排新风电项目建设的规定，同时要求各地采取有效措施促进风电消纳，解决风电运行中的限电问题。
针对上述问题，国内外陆续开始尝试采用网架改造、风电预测技术、备用容量和大规模储能等手段来解决瓶颈问题。其中大规模储能系统以其具有动态响应特性好、寿命长、可靠性高等特点，在提高间歇性能源并网应用能力方面为国内外所关注。同时，近年来大容量电池储能技术得到了快速发展和应用，相应的技术路线逐渐清晰，某些典型储能电池技术已经初步具备应用于平抑间歇式电源功率波动、提高电网接纳间歇式电源能力、电力系统调频、削峰填谷等诸多方面，风储联合运行的研究与示范逐步展开。2012年4月，国家能源局发布的《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》中将储能技术作为加强风电并网和消纳的主要手段之一，积极鼓励风能资源丰富地区开展各类储能技术等促进风电就地消纳的试点和示范工作，并提出将各省（区、市）风电并网运行情况作为新安排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模的规定。因此，现阶段弃风严重的风能资源丰富地区亟须开展风储联合运行工程示范，研究储能提高风电消纳能力的关键技术，以提高风电场运行的经济性。