华体会备用网在线讯:2016年7月15日，由中国电力科学研究院电工所、比亚迪电力科学研究院、中关村储能产业联盟以及中国化工学会储能专委会联合主办的“大规模储能配合新能源发电专题研讨会”在北京海南大厦举办。
根据会议内容，中关村储能产业技术联盟CNESA从应用方式、技术可行性和成本、政策建议层面形成深度研究报告“独立电池储能电站应用于新能源发电领域探讨”，此报告将报送相关政府部门，报告主要内容分享如下：
一、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%。
中国运行项目应用累计装机分布
其中，集中式风光电站（可再生能源并网）储能应用主要集中在“三北”地区，这也是我国目前可再生能源消纳困难重重的地区，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），储能容量19MW/83.5MWh，采用的储能技术有磷酸铁锂、钛酸锂、全钒液流电池、铅酸电池
国电和风北镇风场储能项目，储能容量8MW/14.083MWh，采用的储能技术有磷酸铁锂、全钒液流电池、超级电容
龙源法库卧牛石风电场项目，储能容量5MW/10MWh，采用的是全钒液流电池储能技术
科陆电子风光储项目，储能容量10MW，采用的是磷酸铁锂储能技术
二、中国储能在新能源发电应用中面临的问题
总结上述示范项目的运营经验，目前中国储能在新能源发电应用中面临两个主要问题：
（1）缺乏盈利模式，这也是目前最主要的问题
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。
以1kWh锂离子电池参与风电场削峰填谷为例，简要的计算结果表明，在不考虑其他成本的情况下，该系统生命周期内度电成本大约为1.04元-1.25元，高于各地区风电上网电价至少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。
（2）建设在风光电站，储能电站运营存在困难
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
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。
