新能源侧储能的“顶配”陷阱 作者：李帅 来源：能源杂志 发布时间：2020-05-07

新能源配储能似乎已经成了“标配”。

截至目前，包括湖南、安徽、新疆、内蒙古、河南、山东、江西在内的七个省都发布了要求新能源配套储能的政策或规划，尽管政策或规划背后充斥着争议，但新能源配储能已然势在必行。

3月23日，国网湖南电力下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，一次性公开了28个风电配套储能项目，项目规模、配置储能比例和时长的明确也意味着新能源配储能已进入实战状态。

据《能源》记者不完全统计，2020年至今，已有11个新能源配储能项目开始落地执行，其中以“风电+储能”项目为主。

储能与风电、光伏等新能源相结合，具有平抑可再生能源发电波动、跟踪发电计划出力、电量时移等作用。但是在实际结合过程中，仍不乏这样或那样的问题。

例如，在现阶段的储能系统招标中，发电企业更多考虑价格、参数、并网、质保等因素，却没有较好的方法去印证储能系统本身是否可以高效率、长寿命的运行。

在业内人士看来，新能源配储能不能把精力仅放在追求储能电池、设备参数的“顶配”，以及储能系统的价格，关系到系统使用寿命的储能系统架构设计也至关重要，它直接影响新能源侧储能的系统稳定性和投资收益率。

标书之变

2020年以来，尽管受新冠疫情影响，绝大部分行业发展节奏都放缓了下来，但是在新能源配储能项目方面，相关询价、工程招标公告却越来越多。

4月24日，华能包头新能源发布华能赤峰300MWp光伏+储能项目投资机会研究报告、竞争配置方案报告询价公告;4月13日，三峡新能源发布青海省锡铁山流沙坪二期风电场100MW储能项目EPC总承包工程招标公告……

在中科院电工所储能技术组组长陈永翀看来，新能源配储能的发展是一个螺旋式的过程。最早新能源配储能的应用是分布式光伏加铅酸电池和超级电容，后来随着锂电池成本大幅度下降，加上锂电池本身性能比较综合，现在磷酸铁锂电池已成为新能源配储能的主力，能起到更好的调节作用。

从已有的招投标项目来看，随着储能业务的增多，发电企业对储能系统的需求逐步升级，关注点从“满足并网考核”逐步向“全生命周期回报”转变，更注重储能系统的“实用性”。比如用“交流侧放电能量”取代“系统安装能量”， “电池系统真实寿命”取代“电芯理论寿命”，同时对电池的全生命周期保障也提出更高要求。

以最新安徽某风场配套储能项目为例，已经体现出对于实用性的需求和储能新技术应用的重视。

实用性方面，该项目明确要求了“交流侧放电能量”不低于10MWh，必须保证验收测试时达标;对电池系统的质保期明确提出了“系统5年全免费质保”的要求，还对系统的全寿命周期能量保证(20年)做了明确的要求。

储能新技术应用方面，该项目提出了“为提高电池一致性，储能系统应采用两级变换”，即在原有的630kW储能变流器直流侧和电池簇之间引入了125kWDC/DC转换器(目前各厂商储能变流器主流功率包括200kW、250kW、500kW、630kW，不同的储能技术方案会选择不同的变流器型号)，将电池簇分隔开，使之相互独立，形成电池直流侧电池簇无并联的结构。而在新技术之前，新能源所配的储能系统架构是电池簇集中并联汇流之后接入变流器。

一方面，多簇电池并联会引起电池簇之间的不均衡，久而久之并联电池簇中会出现一部分电池实际出力不足，而另一部分超出倍率使用的现象，造成“劣币驱逐良币”效应;另一方面，电池簇并联后，如果某个电池簇出现电芯内部短路，存在故障快速蔓延失控，单个电芯短路引起整个“电池堆”发生事故的风险。

“新技术”则避免了电池簇并联产生一致性差异后出现的不均衡和环流现象，降低了电池簇间“木桶效应”对整体储能系统的影响，提高了系统的利用率和使用寿命。

尽管在商业储能项目中，系统价格是决定性因素之一，但随着储能系统的需求向实用性方向的转变，储能系统提供商需要在系统价格和实用性之间找到平衡点，才能更好的满足新能源侧市场的需求，推动产业从高速发展阶段转向高质量发展。

然而，上述项目要求增加了DC/DC转换器的“新技术”也并非最完美的方案，新的系统电气结构复杂度更高、控制繁琐、占地面积更大、成本更高，还会增加系统损耗和故障点。如何设计一种效率高、结构简单、占地小、故障率低的系统架构，满足新能源场站对储能系统的应用需求已成为当务之急。

最优方案

对于储能系统架构而言，电池簇不并联的优势和劣势均很明显，如何扬长避短寻求最优解呢?显然，如果电池簇的能量可以与变流器功率按照1：1的比例配置，那么就可以做到直流侧不并联。

“通常，储能变流器的功率越小，单位成本越高，并且交流侧并机数量越多，带来的多机并联控制难度越大，所以经过测算之后，我们认为200kW/250kW变流器是最合适的一个功率段。”金风科技储能产品线总经理刘巍巍告诉《能源》记者。

储能系统在进行了上述架构优化之后，在与偏重参数、并网、质保等的“顶配”方案和增加大量DC/DC转换器的“新技术”方案相比，在系统效率、变流器造价、占地面积、故障损失、系统寿命和安全性，性价比显然要更高一些。

三种不同的储能系统架构的对比

此外，如果按照一个电池簇(>200kWh)对应一台200kW变流器，5簇电池簇对应5台变流器，交流侧并机形成1组1MW/1MWh的储能单元，2组储能单元通过接入2MW双分裂变压器即可组成一套完整的2MW/2MWh储能系统。

事实上，选择200kW变流器有三方面的优势：一是架构简单，实现电池簇不并联;二是电池簇与PCS变流器的逐个对应，电池簇独立管理;三是2MW/2MWh储能系统为风电场需求能量的公因数，可以满足现有项目的需求。

华东储能领跑者联盟副理事长李建林认为，现在大家对于电池容量有一个基本的共识，65Ah是一个门槛。对于许多小的电池厂家而言，产品线已经定型，只能通过电池簇并联的方式增大电流，但这个已经不是主流路线。我个人不提倡电池簇并联，即便是并联，也不宜并太多，最多两个并在一起。

储能系统的架构设计关系到系统的使用寿命和全寿命周期内的可用能量，直接影响新能源侧储能的系统稳定性和投资收益率，情况甚者将无法收回储能投资。

如何防范风险保证储能系统稳定性和投资收益，现阶段有两种方式可以参考：第一种是在系统设计上考虑规避风险，建议采用电池簇不并联方式，即使并联越少越好;第二种是通过合理有效的商务条款进行约束来降低项目风险。

随着新能源配储能项目越来越多地落地，安徽项目或许只是一个开始。在价格因素之外，为了保证储能系统全生命周期的价值，包括系统架构在内的许多实用性需求如何满足将成为重中之重。

对于新能源与储能的未来，陈永翀认为：“随着能源结构的进一步调整和电池技术的发展，容量配置和技术类型还将有新的变化。但总的来说，近期电化学储能首先承担的是分布式功率型‘提质’作用，未来随着储能度电成本的大幅下降，才有可能与火电的容量性调节相竞争，承担大规模的容量型‘保量’作用。”