目前中国集中式风光电站储能应用，基本上全部与某一风光电站配套建设（这里称为整合型储能系统）。
整合型储能系统，一方面投资建设由风光电站业主负责，大量投资成本的增加有可能会减缓储能电站的建设步伐；另一方面，其生产运营由风光电站运营，因此电网不能从全局最优化的角度调度储能资源，储能可实现的功能大打折扣；
再者，与风光电站捆绑运营时，还需区分风光电站和电网的收益，才能正确结算，因此对最后的付费机制的设定，也造成了一定的困难。
一、中国储能在新能源发电中的应用现状
1.中国储能在新能源发电中的应用现状
中国与可再生能源相关的储能应用，主要分为两种类型。一类是用户端分布式发电及微电网中储能的应用，另一类是集中式风光电站（可再生能源并网）储能应用。根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2015年底，这两类应用累计装机规模已超过中国市场的80%，从项目个数上看，也遥遥领先其他应用。
图1中国运行项目应用累计装机分布（资料来源：CNESA数据库，2015）
图2中国运行项目应用累计个数分布（资料来源：CNESA数据库，2015）
延伸阅读：
我国风电、光伏消纳困难的“三北”地区，主要为集中式风光电站，储能应用于这一领域，主要的作用为削峰填谷、平滑出力、跟踪计划出力、辅助电网安全稳定运行等。目前较为大型的集中式风光电站储能项目有：
张北风光储输示范工程（一期）
位于河北省张家口市张北县，一期计划建设风电10万千瓦，光伏发电4万千瓦，储能2万千瓦。2011年12月开始，储能系统陆续投运，目前以投运的储能19万千瓦，具体为：比亚迪，磷酸铁锂6000kW/36000kWh；东莞新能源，磷酸铁锂，4000kW/16000kWh；万向，磷酸铁锂，1000kW/2000kWh；中航锂电，磷酸铁锂，3000kW/9000kWh；奥泰，钛酸锂，1000kW/500kWh；普能，全钒液流电池，2000kW/8000kWh；南都电源，铅酸电池，1000kW/6000kWh；双登，铅酸电池，1000kW/6000kWh。
国电和风北镇风场储能项目
位于辽宁省锦州市北镇市，风电装机规模9.9万千瓦，储能8000千瓦。2015年1月投运，储能系统具体为：东莞新能源，磷酸铁锂，3000kW/6000kWh；力神，磷酸铁锂，1000kW/2000kW；中航锂电，磷酸铁锂，1000kW/2000kWh；大连融科，全钒液流电池，2000kW/4000kWh；超级电容，集星科技，1000kW/83.33kWh。
龙源法库卧牛石风电场项目
位于辽宁省沈阳市，风电装机规模5万千瓦，储能5000千万。2013年2月投运，采用的储能系统为：全钒液流电池，大连融科，5000kW/10000kWh。
科陆电子风光储项目
位于甘肃省玉门市，光伏装机规模1.5万千瓦，风电装机规模1万千瓦，储能规模1万千瓦。2016年6月投运，采用的储能系统为：磷酸铁锂，6000kW；磷酸铁锂（移动式储能电站）4000kW。
2.中国储能在新能源发电应用中面临的问题
目前中国储能在新能源发电中应用时，面临的最主要的问题是缺乏盈利模式。
理论上，储能可以改善风电质量，减轻电网压力，参与电力市场提供辅助服务等，但这些应用，目前都没有明确的参与机制与结算方式，因此价值不能正确衡量，并获得相应回报。
在目前情况下，参与风电场削峰填谷，是比较能清晰计算的储能应用，以1kwh的锂离子电池系统为例，简要计算表明，削峰填谷尚不能使储能获得足够的经济收益：
1kwh的锂离子电池储能系统，包含电池本体、电池管理系统、PCS等在内，国内造价大约为2500-3000元，按3000次循环，每次80%充放电深度计算，则不考虑其他本，生命周期内度电成本大约为
储能参与削峰填谷，购电电价为弃风电价，售电电价为风电上网电价，假设弃风电价为零，系统充放电效率为90%，则储能充放一度电的收益即为风电上网电价
根据最新发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年，我国风电上网电价按地区不同分别为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时。
延伸阅读：
储能应用于风电场削峰填谷，其度电成本高于上网电价至少0.5元，如没有相关补贴政策，则完全没有经济利益可言。因此要推动储能在风电场中应用，需要进步拓展储能的应用，例如参与服务价值较高的电力辅助服务市场，为电网提供备用服务，收取容量费用等。
另外，整合性储能系统也为储能电站的建设运营带来了一定的困难。
目前中国集中式风光电站储能应用，基本上全部与某一风光电站配套建设（这里称为整合型储能系统）。整合型储能系统，一方面投资建设由风光电站业主负责，大量投资成本的增加有可能会减缓储能电站的建设步伐；另一方面，其生产运营由风光电站运营，因此电网不能从全局最优化的角度调度储能资源，储能可实现的功能大打折扣；再者，与风光电站捆绑运营时，还需区分风光电站和电网的收益，才能正确结算，因此对最后的付费机制的设定，也造成了一定的困难。
为了解决以上难题，比亚迪提出了在集中式风光电站区域建设独立电池储能电站的构想，希望通过协调区域内风光电站和储能电站的运行，在目前成本较高的前提下，最大程度上发挥储能电站的价值，促进储能商业化应用，帮助新能源解决消纳难题。
二、独立电池储能电站应用方式探讨
1.独立电池储能电站解决方案介绍
独立电池储能电站解决方案的总体构想如下：
在新能源发电集中地区的330KV（或类似电压等级）的母线上，选择合适地点建立独立的电池储能电站（ESS），该ESS相当于小型抽水蓄能电站，ESS直接接受当地省级（或地区级）电网调度控制，省调（或地调）依据该母线各个风力发电站和光伏电站的出力预测以及实时母线电压、频率等情况，控制ESS的充电和放电，达到平滑输出、调峰、调频的目的。
以甘肃桥湾330KV输变电站为例，采用该方式，需要为桥湾地区600MW的风电配备120MW/240MW的独立储能电站。
甘肃桥湾地区有4个风电场（华润桥湾第一风电场200MW、华能桥湾第二风电场200MW、桥湾第三北风电场、桥湾第三北风电场100MW、桥湾第三南风电场100MW）将合建一座桥湾桥湾330kV升压变电所，如图4所示。
目前桥湾风电场的出力波动较大，从小于15%的出力到大于80%的出力，一般每隔几天都会发生一次，甚至日内都会出现从接近零出力到额定出力的大范围波动。连续数日出力很小和很大的情况比较罕见，日出力波动30%-50%比较常见。风电波动和不可以预测性，给甘肃骨干网造成了巨大的压力。
配置储能系统对风电输出功率波动进行平抑，综合计算，将目前桥湾330kV变电站1min最大波动率3.6%，最大波动量21.6MW下降到8MW，需要配置储能约120MW/240MWh。
延伸阅读：
图3桥湾及附近区域风电场分布情况（资料来源：比亚迪）
2.与现有方式的对比分析
独立电池储能电站解决方案与现有的整合型储能系统相比，具有以下优点：
（1）可实现较多的功能
由于独立型储能电站可由电网直接调度，与区域内多个风光电站协调运行，从原理上看，可类似于小型抽水蓄能电站，可为电网稳定安全运行提供多重服务。例如：调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等。
（2）储能计量及价值核算相对简单
由于储能电站独立运营，相对整合型储能系统，其调节电量容易统计，另外，在为电网提供辅助服务时，服务的种类及计量也相对容易，因此会一定程度上简化储能电站的运营难度，并促进储能电站根据电力市场相关机制形成一定的商业模式。
（3）投资主体清晰，评估容易
独立储能电站与新能源发电站彻底分开，在投资界面上，主体清晰明确，因此其产权与收益也会相应明晰，如有储能补贴，则补贴的主体也相应确实。另外，在进行投资评估时，由于主体明晰，投资评估的难度也会相应降低。这有利于提升投资人投资储能电站的积极性，促进储能项目的开展。
（4）国家储能补贴政策出台更具针对性
由于与发电设备分开，因此在出台储能补贴政策时，更容易明晰储能本身的价值，以及确定补贴的方式与额度。另外，在排除发电设备的投资成本后，独立储能电站的投资体量也会大大下降，从而补贴的总体量也会相应下降。（未完待续）
延伸阅读：
原标题：【高工纵深】独立电池储能电站应用方式探讨（一）
