新能源側儲能的“頂配”陷阱

:新能源配儲能似乎已經(jīng)成了“標配”。

截至目前，包括湖南、安徽、新疆、內蒙古、河南、山東、江西在內的七個省都發(fā)布了要求新能源配套儲能的政策或規(guī)劃，盡管政策或規(guī)劃背后充斥著爭議，但新能源配儲能已然勢在必行。

3月23日，國網(wǎng)湖南電力下發(fā)《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》，一次性公開了28個風電配套儲能項目，項目規(guī)模、配置儲能比例和時長的明確也意味著新能源配儲能已進入實戰(zhàn)狀態(tài)。

據(jù)《能源》記者不完全統(tǒng)計，2020年至今，已有11個新能源配儲能項目開始落地執(zhí)行，其中以“風電+儲能”項目為主。

儲能與風電、光伏等新能源相結合，具有平抑可再生能源發(fā)電波動、跟蹤發(fā)電計劃出力、電量時移等作用。但是在實際結合過程中，仍不乏這樣或那樣的問題。

例如，在現(xiàn)階段的儲能系統(tǒng)招標中，發(fā)電企業(yè)更多考慮價格、參數(shù)、并網(wǎng)、質保等因素，卻沒有較好的方法去印證儲能系統(tǒng)本身是否可以高效率、長壽命的運行。

在業(yè)內人士看來，新能源配儲能不能把精力僅放在追求儲能電池、設備參數(shù)的“頂配”，以及儲能系統(tǒng)的價格，關系到系統(tǒng)使用壽命的儲能系統(tǒng)架構設計也至關重要，它直接影響新能源側儲能的系統(tǒng)穩(wěn)定性和投資收益率。

標書之變

2020年以來，盡管受新冠疫情影響，絕大部分行業(yè)發(fā)展節(jié)奏都放緩了下來，但是在新能源配儲能項目方面，相關詢價、工程招標公告卻越來越多。

4月24日，華能包頭新能源發(fā)布華能赤峰300MWp光伏+儲能項目投資機會研究報告、競爭配置方案報告詢價公告；4月13日，三峽新能源發(fā)布青海省錫鐵山流沙坪二期風電場100MW儲能項目EPC總承包工程招標公告……

在中科院電工所儲能技術組組長陳永翀看來，新能源配儲能的發(fā)展是一個螺旋式的過程。最早新能源配儲能的應用是分布式光伏加鉛酸電池和超級電容，后來隨著鋰電池成本大幅度下降，加上鋰電池本身性能比較綜合，現(xiàn)在磷酸鐵鋰電池已成為新能源配儲能的主力，能起到更好的調節(jié)作用。

從已有的招投標項目來看，隨著儲能業(yè)務的增多，發(fā)電企業(yè)對儲能系統(tǒng)的需求逐步升級，關注點從“滿足并網(wǎng)考核”逐步向“全生命周期回報”轉變，更注重儲能系統(tǒng)的“實用性”。比如用“交流側放電能量”取代“系統(tǒng)安裝能量”， “電池系統(tǒng)真實壽命”取代“電芯理論壽命”，同時對電池的全生命周期保障也提出更高要求。

以最新安徽某風場配套儲能項目為例，已經(jīng)體現(xiàn)出對于實用性的需求和儲能新技術應用的重視。

實用性方面，該項目明確要求了“交流側放電能量”不低于10MWh，必須保證驗收測試時達標；對電池系統(tǒng)的質保期明確提出了“系統(tǒng)5年全免費質?！钡囊?，還對系統(tǒng)的全壽命周期能量保證（20年）做了明確的要求。

儲能新技術應用方面，該項目提出了“為提高電池一致性，儲能系統(tǒng)應采用兩級變換”，即在原有的630kW儲能變流器直流側和電池簇之間引入了125kWDC/DC轉換器（目前各廠商儲能變流器主流功率包括200kW、250kW、500kW、630kW，不同的儲能技術方案會選擇不同的變流器型號），將電池簇分隔開，使之相互獨立，形成電池直流側電池簇無并聯(lián)的結構。而在新技術之前，新能源所配的儲能系統(tǒng)架構是電池簇集中并聯(lián)匯流之后接入變流器。

一方面，多簇電池并聯(lián)會引起電池簇之間的不均衡，久而久之并聯(lián)電池簇中會出現(xiàn)一部分電池實際出力不足，而另一部分超出倍率使用的現(xiàn)象，造成“劣幣驅逐良幣”效應；另一方面，電池簇并聯(lián)后，如果某個電池簇出現(xiàn)電芯內部短路，存在故障快速蔓延失控，單個電芯短路引起整個“電池堆”發(fā)生事故的風險。

“新技術”則避免了電池簇并聯(lián)產(chǎn)生一致性差異后出現(xiàn)的不均衡和環(huán)流現(xiàn)象，降低了電池簇間“木桶效應”對整體儲能系統(tǒng)的影響，提高了系統(tǒng)的利用率和使用壽命。

盡管在商業(yè)儲能項目中，系統(tǒng)價格是決定性因素之一，但隨著儲能系統(tǒng)的需求向實用性方向的轉變，儲能系統(tǒng)提供商需要在系統(tǒng)價格和實用性之間找到平衡點，才能更好的滿足新能源側市場的需求，推動產(chǎn)業(yè)從高速發(fā)展階段轉向高質量發(fā)展。

然而，上述項目要求增加了DC/DC轉換器的“新技術”也并非最完美的方案，新的系統(tǒng)電氣結構復雜度更高、控制繁瑣、占地面積更大、成本更高，還會增加系統(tǒng)損耗和故障點。如何設計一種效率高、結構簡單、占地小、故障率低的系統(tǒng)架構，滿足新能源場站對儲能系統(tǒng)的應用需求已成為當務之急。

最優(yōu)方案

對于儲能系統(tǒng)架構而言，電池簇不并聯(lián)的優(yōu)勢和劣勢均很明顯，如何揚長避短尋求最優(yōu)解呢？顯然，如果電池簇的能量可以與變流器功率按照1：1的比例配置，那么就可以做到直流側不并聯(lián)。

“通常，儲能變流器的功率越小，單位成本越高，并且交流側并機數(shù)量越多，帶來的多機并聯(lián)控制難度越大，所以經(jīng)過測算之后，我們認為200kW/250kW變流器是最合適的一個功率段。”金風科技儲能產(chǎn)品線總經(jīng)理劉巍巍告訴《能源》記者。

儲能系統(tǒng)在進行了上述架構優(yōu)化之后，在與偏重參數(shù)、并網(wǎng)、質保等的“頂配”方案和增加大量DC/DC轉換器的“新技術”方案相比，在系統(tǒng)效率、變流器造價、占地面積、故障損失、系統(tǒng)壽命和安全性，性價比顯然要更高一些。

三種不同的儲能系統(tǒng)架構的對比

此外，如果按照一個電池簇（>200kWh）對應一臺200kW變流器，5簇電池簇對應5臺變流器，交流側并機形成1組1MW/1MWh的儲能單元，2組儲能單元通過接入2MW雙分裂變壓器即可組成一套完整的2MW/2MWh儲能系統(tǒng)。

事實上，選擇200kW變流器有三方面的優(yōu)勢：一是架構簡單，實現(xiàn)電池簇不并聯(lián)；二是電池簇與PCS變流器的逐個對應，電池簇獨立管理；三是2MW/2MWh儲能系統(tǒng)為風電場需求能量的公因數(shù)，可以滿足現(xiàn)有項目的需求。

華東儲能領跑者聯(lián)盟副理事長李建林認為，現(xiàn)在大家對于電池容量有一個基本的共識，65Ah是一個門檻。對于許多小的電池廠家而言，產(chǎn)品線已經(jīng)定型，只能通過電池簇并聯(lián)的方式增大電流，但這個已經(jīng)不是主流路線。我個人不提倡電池簇并聯(lián)，即便是并聯(lián)，也不宜并太多，最多兩個并在一起。

儲能系統(tǒng)的架構設計關系到系統(tǒng)的使用壽命和全壽命周期內的可用能量，直接影響新能源側儲能的系統(tǒng)穩(wěn)定性和投資收益率，情況甚者將無法收回儲能投資。

如何防范風險保證儲能系統(tǒng)穩(wěn)定性和投資收益，現(xiàn)階段有兩種方式可以參考：第一種是在系統(tǒng)設計上考慮規(guī)避風險，建議采用電池簇不并聯(lián)方式，即使并聯(lián)越少越好；第二種是通過合理有效的商務條款進行約束來降低項目風險。

隨著新能源配儲能項目越來越多地落地，安徽項目或許只是一個開始。在價格因素之外，為了保證儲能系統(tǒng)全生命周期的價值，包括系統(tǒng)架構在內的許多實用性需求如何滿足將成為重中之重。

對于新能源與儲能的未來，陳永翀認為：“隨著能源結構的進一步調整和電池技術的發(fā)展，容量配置和技術類型還將有新的變化。但總的來說，近期電化學儲能首先承擔的是分布式功率型‘提質’作用，未來隨著儲能度電成本的大幅下降，才有可能與火電的容量性調節(jié)相競爭，承擔大規(guī)模的容量型‘保量’作用?！?/p>

原標題:新能源側儲能的“頂配”陷阱