2009年，作为财政部、科技部、国家能源局及国家电网公司联合推出的“金太阳工程”首个重点项目，同时也是国网公司建设坚强智能电网首批重点工程中唯一的电源项目，总投资100亿元的国家风光储输示范工程落户张北。
在2010年开建的一期工程中，工程一期建设规模为风电9.8兆瓦、光伏发电4兆瓦、储能2兆瓦，去年年底完成二期，建设规模改为风电40万千瓦、光伏发电6万千瓦、储能5万千瓦。
6年过去，笔者在光伏、风机和储能的建设和运营中发现，有些经验比较可靠并可以推广。
风光储的“亮点”
国家风光储输示范工程自2011年12月25日投运以来，已安全稳定运行近5年，累计输出优质、安全绿色电能超过16.5亿千瓦时。试验示范效应显著、集成创新亮点十足。
在科技创新上，依托示范工程，已牵头编写国家标准4项，发布国家电网公司企业标准6项;国家科技支撑计划7大课题全部通过国家科技部正式验收、2项国家863科技项目在现场完成试验测试。
在储能示范上，开国内规模化电力储能的先河。示范应用了磷酸铁锂电池、钛酸锂电池、全钒液流电池、铅炭电池、超级电容等多种技术路线。尽管在工程初期，面临造价高昂、技术储备缺乏、无标准等诸多困难，电站和厂家积极配合攻关，从电池成组方案、BMS、EMS管理系统、厂房设计、安全运行等多个方面开创了大规模储能的应用实践。通过近五年发展，证实电池储能的技术可行性，使得电池储能造价大幅降低，已接近盈亏平衡点，随着国家政策的推出，已可以预见规模储能的迅猛发展即将来临。
为解决新能源所带来的暂态稳定和调频等一系列问题，国家风光储输示范电站正在开展新能源的虚拟同步发电机实验研究，通过对新能源发电设备的控制，模拟传统火力发电机的惯量支撑、一次调频等能力，来提供电网的稳定支撑。同时，为进一步示范物理储能的多项技术，也在开展压缩空气储能等相关建设。总之，作为新能源开发的国家名片，张北国家风光储输示范工程正在利用本身的各种优势，在国家电网的统筹安排下，为国家新能源建设提供新的活力。
削弱出力“毛刺”
储能的最重要功能，是平滑风光出力波动，并提升整体电站的输出控制水平，使其更适应网源友好的要求。
在风机、光伏出力波动频繁时，通过投入适量储能装置，可削弱风光出力“毛刺”，实现多时间尺度的出力平滑，保证了电源输出的稳定。在这样的系统中，可以以波动率为控制目标，发挥储能系统的灵活性，可在指定时间尺度、指定波动范围内调节风光储联合出力，解决可再生能源的波动性和随机性。
在张北风光储项目刚开始的2010年或者2011年，当时最担心的问题主要是有关电池的一致性问题和持续性问题——能否通过集成技术，安全地把这些电池归集在一起。如果不均一，在成组以后可能会带来比较大的寿命衰减，或者安全上的风险。
当时，各个电池厂家对这个事情也没有准备，只能边干边做，花了很多时间和精力来做研发。直到2012年电动汽车大爆发，企业把储能技术很快的转过去，获得了很好的效果。同时在风光储上，通过这几年的运营，电池厂家在这方面已经有了很大的进步。
从理论上看，风和光有互补的特性，但实际上，这个特性只是一个大概率事件，并不意味着每天晚上和每天白天都可以实现完美的互补。同时，还要考虑自然条件的因素，比如在多云、阴天、晴天等不同天气条件之下，出力波动其实很大。一个电站是10万千瓦，在每天的波动来讲，尤其光伏在瞬间2～5分钟之内波动50%、60%是非常正常的。
实际上，风和光的波动性是自然秉性，如果要实现全额消纳，电网或者负荷必须能承受这种波动。如果让电网来承受的话，那就必须要有相应的能源来弥补，或者一个大的电网来吸收掉，这也是特高压的意义所在——在一个很大的电网里面，单个电站的波动，可以通过整个电网消纳来解决，网做的越大、对新能源的接纳就越好。
事实上，限风或限光并非一定全是坏事，从社会整体的层面看，百分之百的消纳从社会经济角度上未必是合理的。因为试运营情况来看，无论是光伏还是风电来说，满发的一年里面也就仅有几天。但如果要做到全功率的消纳，电压等级要非常高，通道建设非常宽，这个成本总要有人承接。如果让电网来承接的话，后果就是要花很多的钱去建通道，这从整体的效益看并非最优选择。因此，在有些情况适当限负荷是可行的，而储能就在其中发挥了重要的作用。
获取附加收益
其次，储能还可以跟踪调度计划出力。
储能系统根据调度下达的出力计划，选择匹配的组态运行方式，实时填补计划值与实际值的差额，实现风光储多组态联合出力实时跟踪计划值，满足调度要求实现了可再生能源发电的可预测、可控制、可调度。也就是说，利用储能吸收富余的电能，有效避免弃风、弃光，提高风机、光伏资源的可利用率。
而提高利用率很大的意义在于实现隐形收益。
对于风光储能工程而言，现在也有一些相应得到收益的途径，比如说调频、调峰，还有最关键的时候对AGC的一些贡献。从整体工程来说，以前人们的关注点主要还是基建过程，所以对这些附加服务没有过多的关注。但经过简单测算，如果要利用储能吸收富余的电能，每年实现的收益可以达到上千万。相对十几个亿的发电，几百万的收入并不是很大，但不应被忽视。
技术好，政策更要好
在有关重点储能的应用情况中，目前比较传统的锂电池，全钒液流电池、铅酸电池、钛酸锂电池、超级电容都做了示范运行。而在大型的集中监控中，最大的问题就是既要保证响应，又保证所有电池的状态可控，即安全问题。
在梯次利用技术方面，其主要针对退役的电动大巴动力电池，经过筛选、检测、重组等梯次利用技术环节，以适合规模化储能电站的拓扑方式重新整合，实现电池梯次利用的目的。未来，这种技术降低系统整体成本，引导电池产业上下游的重新设计与定位，有望形成新的产业链。
在储能技术方面，目前对于到底是物理储能好还是化学储能好的争议仍然非常多。从度电成本的角度看，锂电池是可行的，这种技术仍然处于示范性的工程应用之中。
而虚拟同步机技术，主要是满足10秒内抑制频率变化率的能力。也就是说，如果长时间不稳定，无论使用煤电也好，燃气，传统的发电，传统抽水蓄能，都可以解决问题，但如果只有十几秒钟或者十几分钟的不稳定，这种技术就可以发挥较大的作用。无论对于光伏还是储能，加一个比较短的储备，在电网一旦发生稳定问题时，通过其提供调度周期，这样不仅成本较低，也能为电网稳定发挥作用。
无论是成本还是效率，储能都有一定压力，因为其真正的意义取决于价值，并不是取决于技术本身成熟度。当前，储能电站的度电成本现在锂电池0.6～0.7元/度，再过几年可能更低，储能在更多的场合将开始盈利。成本降低了，更重要的是政策配合。去年以来，我国陆续出台多项支持储能发展政策，这些政策配合目前的低成本，让我们基本看到了商业化运行的可能性。
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