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（000931）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。
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：
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（002594），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（300068），铅酸电池，1000kW/6000kWh;双登，铅酸电池，1000kW/6000kWh。
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。
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。
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。
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1.04元-1.25元();
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
明确补贴或计费方式，对储能系统，不仅是独立储能电站，建立商业模式至关重要。目前尚无明确的政策对储能系统参与电力市场做出规定，包括参与方式、计费标准、补贴标准等。
能源局6月发布的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，准许10MW/40MWh以上的电储能系统(含整合型储能系统、独立型储能系统)参与辅助服务市场，提供调峰、调频服务，但具体的结算方式并未制定。
对于独立储能电站补贴及结算的方式，要避免只考虑一次性建设补贴。能促进电站持久运营的电价、补贴机制的制定可促进储能电站在电网中长久发挥作用，可以考虑以下两种形式：
独立储能电站从功能上讲，与小型抽数蓄能电站类似，因此可以借鉴抽水蓄能的管理方式进行设定，从而形成可持续发展的经营模式。
如采用容量电价的形式，假设容量电价为600元/(kW*年)，上述桥湾变电站600MW风电120MW/240MWh储能系统，在额外提供30%的建设费用(电站总投资约7.2亿元，30%建设补贴约2.16亿元)的情况下，预计投资回收年限为7年左右，对于投资者来说，将具有一定的吸引力。
《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》已经允许储能参与电力辅助服务，但相关的结算机制并未确定。在现行主要以火电机组参与的电力辅助服务市场中，“三北”地区调峰的结算方式如下：
同样以桥湾变电站120MW/240MWh独立储能电站为例，假设一天参与两次调峰，且储存的电量在用电高峰时段按照风电上网电价卖出(按0.5元/kWh计算)，充放电效率90%，一年按365天计算，则不同地区的收益情况如下表。
如储能电站进一步参与其他辅助服务，例如调频辅助服务，经过优化设计，有可能获得更多的收益，进而进一步缩短投资回报期。
对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，目前还没有明确的储能参与辅助服务市场的规则制定，但如果按照现行的模式，在一些地区已经具备盈利空间，未来应根据储能的特点，制定适应的规则，促进储能的应用。
例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准，促进储能应用。目前的标准较为宽松，风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上，动力不足。
以风电的波动率为例，根据2005年发布的《风电场接入电力系统技术规定》，我国风电场的波动率的控制标准如下：
张北风光储输示范项目的相关经验表明，以上标准不足以促进储能的应用。制定更严格的标准，在没有储能设备的参与的情况下，达标困难，例如每分钟变化率2%，每十分钟变化率7%，这将大大促进风光电站应用储能的积极性。
在前期电网建设运营示范项目，积累相关调度管理经验后，储能电站的建设应该从电网释放，储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担以下责任：
新能源发电在中国发展迅速，装机量大幅攀升。2009年至2015年间，风电、太阳能（000591）发电装机规模从1762万千瓦增长至16988万千瓦，年复合增长率达到46%。另外，风电、太阳能发电装机规模在总装机规模中的比重也不断增长，2009年至2015年间，从2%增至11%，新能源正逐渐成为中国重要的发电资源，其生产运行对电力系统的影响将不断加深。
但与此同时，可再生能源发电的利用情况却不容乐观，弃风、弃光、限电现象严重。能源局发布的相关数据显示：
2015年全年弃风电量339亿千瓦时，全国平均弃风率达15%。“三北”地区弃风尤其严重，其中，内蒙古弃风率达18%，而甘肃、新疆、吉林弃风率均达到32%;
2015年全年弃光电量46.5亿千瓦时，全国平均弃光率达12.6%。弃光现象主要集中在西北地区，最为严重的甘肃、新疆，弃光率分别为30.7%、26%。
从国家到地方，先后出台多个文件，促进风电、光伏的消纳，提出并尝试了多种办法，以下为部分关注度比较高的手段：
2011年11月，我国第一个风电供暖示范项目在吉林洮南投运，2015年6月，国家能源局发布《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，在内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北、新疆、山西试点风电供暖。
风电供热的操作方式为：风电企业按对应的供热设施总用电量，低价向电网企业出售这部分电量，电网企业收取合理的输电费用(含国家各种税费)后，将这部分电量转供给供热单位。风电企业低价提供的供热电量按当地风电电价补贴标准享受国家可再生能源发展基金的补贴。
2016年初，国家能源局发布了《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，指出鼓励可再生能源企业参与直购电，促进可再生能源的消纳。
2016年召开期间，李小琳建议促进“电转气”技术发展，电转气再次引起大家关注。其实电转气，尤其是可再生能源制氢，已被讨论多年，我国从2012年起就开始探索建立耦合氢能系统的风电多能源利用模式。目前国家电网公司、神华集团、中节能集团等已经纷纷启动了风电制氢的研究和示范项目。
提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力，使常规电厂更多的提供辅助服务，从而促进可再生能源的消纳，从原理上是合理且有效的手段。
新一轮电改启动后，已经陆续出台了多个文件，表示将探索建立市场化的辅助服务分担机制，例如《山西省电力体制改革综合试点实施方案》中提到，2016年底前将制定山西电力市场辅助服务建设框架方案。
上述方法在一定程度上对促进新能源的消纳起到了积极的作用，但同时也存在着推广应用的困难。例如：
电蓄热装置会增加风电企业的成本;另外，在整个区域电力负荷有限的情况下，增加蓄热装置上网电量，将压缩其他风电场的上网电量，从而整体消纳水平提升效果被打折扣。
直接交易的新能源电量占总弃风量的比例小，例如甘肃地区，2015年11月，弃风电量就达到7.07亿千瓦时，直接交易量仅为弃风量的5.8%。若要通过直接交易促进新能源消纳，还需扩大交易规模;
可再生能源制氢，除技术问题外，稳定的、规模化的氢能市场，是这一应用模式推广的关键，需要国家整体进行规划。