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#调研纪要#2022新发展阶段储能产业的技术趋势

栏目:调研纪要 作者:ZML 时间:2022-07-15 12:02:09

要点: 新发展阶段储能主要特点:电网侧、电源侧成为储能发展重要方向;注重安全性、可用性;今年上半 年装机量偏低,下半年装机压力大;商业用户侧储能的发展逐渐起步;海外家储的规模迎来爆发。 储能系统集成技术路线:集中式,优势是控制简单、并网逆变器成熟,劣势是电池难以做到完全一 致,系统可用性受到影响;分散式(组串式),优势是解决了电池簇的不均衡问题,劣势是技术难度 高、对系统的稳定性和可靠性要求高;高压级联式,优势是与电网交互容易,劣势是技术路线相对小 众,对电池的绝缘保护和系统控制要求高。 未来技

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要点: 新发展阶段储能主要特点:电网侧、电源侧成为储能发展重要方向;注重安全性、可用性;今年上半 年装机量偏低,下半年装机压力大;商业用户侧储能的发展逐渐起步;海外家储的规模迎来爆发。 储能系统集成技术路线:集中式,优势是控制简单、并网逆变器成熟,劣势是电池难以做到完全一 致,系统可用性受到影响;分散式(组串式),优势是解决了电池簇的不均衡问题,劣势是技术难度 高、对系统的稳定性和可靠性要求高;高压级联式,优势是与电网交互容易,劣势是技术路线相对小 众,对电池的绝缘保护和系统控制要求高。 未来技术发展趋势:大容量趋势带来成本降低;电池管理精细化;逆变器和高压部分的深度融合;增 加EMS(能量管理系统)和现货、电力交易匹配的策略。


2020、2021年中国储能产业快速发展, 2022年是新的发展阶段。


新发展阶段主要特点:

1.电网侧、 电源侧成为储能发展重要方向,政策和示范项目的推动下,释放出大量需求。
2.注重安全性、可用性 (充放电量),而前几年重点关注装机,这对储能系统集成商提出更高要求,做到成本低、可用、安 全(不可能三角:三个方面不可能同时达到)。
3.今年上半年装机量偏低,3GW左右,全年要做到 10GW,下半年压力大。
4.工商业用户侧储能的发展逐渐起步,目前出货量依然很小。
5.海外家储的规 模迎来爆发。

储能系统集成技术路线
:
1.集中式,电池串联形成电池簇,电池簇并联形成容量为2-3MW电池堆,通 过500KW-1.5MW的集中式逆变器和电网交互。代表厂商有阳光电源上能电气、科华。优势是控制简 单、并网逆变器成熟,劣势是电池难以做到完全一致,系统可用性受到影响(木桶效应)。集中式在 过去几年是市场的主流。
2.分散式(组串式),电池串联形成电池簇,每簇单独通过逆变器与电网交 互,直流侧不并联,交流侧并联,分开控制。2021年3月华为推出组串式储能系统,代表着组串式储能 系统开始发展,除华为外代表厂商还有盛弘。优势是解决了电池簇的不均衡问题,劣势是技术难度 高、对系统的稳定性和可靠性要求高(没有环流)。
3.高压级联式,来自于高压更多定制纪要/音频添 加微start20160903变频器,多个H桥级联,统一逆变形成高压输出,不需要变压器,直接输出。直流 侧分成多个小的低压电池簇,接入储能继电器的直流侧。

优势是与电网交互容易,劣势是1技术路线 相对小众,2电池簇都挂在直流主线上,正负电位梯级提升,对电池的绝缘保护和系统控制要求高。 储能系统集成的厂商无论采用怎样的技术路线,核心仍是解决安全、可用性和成本的问题。如果一个 储能系统集成厂商的产品在安全、可用性和成本这三方面的评估都很好,这个厂商就是有前景的。工 商业储能市场尚未成型,但工商业储能直接面对商业市场,所以技术路线的选择上安全和可用性也非 常重要,而功率、容量等因素相对不重要。国家能源局规划2025年新型储能装机(抽水蓄能以外技术)规模达30GW以上,那么储能装机容量要达 到60GW。而我们预测2025年累积装机容量远远超过60GW,能达到80-100GW。


未来技术发展趋势:

1.大容量趋势带来成本降低,EPC(工程总承包)逆维护方案、逆接线方案带来成本降低。
2.可用 性方面,电池管理精细化,目前簇间管理已经做到,下一步解决簇内管理和维护。
3.逆变器和高压部分 的深度融合,从而降低成本,而目前逆变器和深压部分的耦合较弱。
4.增加EMS(能量管理系统)和 现货、电力交易匹配的策略,包括对电价的预测、对政策的理解、对储能系统的控制,而目前EMS的 功能主要是监控,控制功能较不成熟。

问:中国储能系统集成商在海外的市占率情况?遇到哪些瓶颈? 答:海外市占率非常低,5%-10%。如果出口设备,是由海外的经销商做集成和应用,而系统集成商在 海外做系统集成,需考虑海外电网的体系和中国不一样。瓶颈:1.系统集成商需准备非常详细的技术 合同、施工合同;2.且需要对海外电网和电力能耗进行检验,非常消耗人力物力;3.海外对安装、技 术的要求很高,对电网安全的理解和电力能耗的理解不同,周期长。虽然中国储能系统集成商在海外 的市占率目前较低,但是前景依然广阔。


问:华为的组串式方案是否能成为主流? 答:方案本身不一定成为主流,但是理念会成为主流。行业内普遍认同电池需进行精细化管理,解决 可用性问题,但具体实现方式不同。华为采用逆变器的组串式,簇内的pack可以得到维护;有的厂家 提出簇优化器的解决方案,把电池簇优化后仍接入塔式机;有的厂家提出电池簇直接接入逆变器的解 决方案。


问:高压储能1500V和低压储能1000V的区别和优劣势? 答:高压储能相比低压储能最主要的区别是降低系统成本,提高系统集成度。低压系统的优势是较成 熟,对电池、BMS(电池管理系统)要求低,最合适的电池长度是240级磷酸铁锂电池串联,形成800V 左右电压。因为低电压,电池架的设计、pack的设计、辅助电源的取电设计都会相对简单。低压系统 的劣势是直流侧和交流侧电流变大,电缆成本上升,损耗上升。2021年开始高压系统逐渐开始应用, 优势是系统成本低,系统集成度高,劣势是对电池、BMS要求高,对电芯的一致性和可用性要求高,配 电开关的安规距离、等级、容量都需做出改变。由于有光伏行业的探路,1500V的高压储能仍然很常 规,但2500V和3000V的高压储能就面临很多困难。未来在大容量的储能系统上,1000V的储能不会是一 个相对主流的方案,但对于工商业和小容量储能,1000V的储能会一直存在。


问:虚拟电厂的运营商能代理储能参与电力市场交易,给予储能用户一些补偿费用,使分布式储能参 与需求侧的调度响应,为市场储备调控辅助服务。欧洲的虚拟电厂较成熟,国内虚拟电厂核心技术、 商业模式上存在哪些挑战? 答:国内虚拟电厂目前处于早期,虚拟电厂做电力交易的案例很少。去年广东省做了虚拟电厂参与需 求响应的市场化运行,当时广东电力交易中心接受以售电公司和复合聚集商作为申报主体,报价方案 是4200元/MWh和4500元/MWh,折算下来是4元+/KWh,前景和收益非常可观。挑战:1.政策不配套,大 多都是指导性政策,没有详细的细则。2015年发布的九号文近两年才真正落地。2.商业模式不清晰, 商业模式的大框架是大家都明白的,但是细节不清晰,真正的参与者很少,如何实现较好的IRR和收益 都需要进一步探讨,也需要电力交易中心组织更多虚拟电厂的试验。虚拟电厂进行电力交易品种较 少,目前虚拟电厂更多的是去做需求侧的响应,但一次调频、容量市场、辅助服务、非旋转备用也可 以参与虚拟电厂的电力交易。当交易品种丰富时,虚拟电厂盈利能力会得到大幅提升。3.核心技术的 挑战方面,在硬件上挑战不大,在策略和预测方面挑战大,国外特斯拉Autobidder交易软件的规则就 较为清晰。一个好的算法要考虑各种交易品种的策略、时间段,不仅需要对自身的储能系统非常了 解,对周围的大电网也要有未来几小时甚至几天的预测,提前做容量或功率的改变。


问:对天启鸿源、海博思创、永福股份这几家集成商的看法? 答:都属于主流的集成商。永福股份以前以EPC为主;天启鸿源成立较晚,以EMS为主;海博思创2012 年成立,以BMS为主,出货量较大。


问:下半年装机爆发的原因? 答:要实现2025年新型储能装机量30GW,则今年需要10-15GW的装机量。今年项目的批复和设计已经远 远超过10-15GW,考虑到执行上的困难,下半年7GW左右的项目无论从政策上还是需求上,都是必须落 地的。需求方面,五大发电集团新的风电光伏装机需配套。以共享储能为代表的大型储能的开发,目 前投资、征地和项目立项都已完成,今年都需落地。


问:储能单瓦价格和经济性? 答:1.3元/瓦时左右加上EPC0.1-0.15元/瓦时。经济性基本无法直接计算,只有共享储能的经济性可 以计算,但还在探索阶段。


问:未来三五年集中式、分散式、高压直连这三种技术路线的占比分别有多少? 答:集中式和分散式共占80-90%,集中式和分散式都需解决簇间管理问题,预计占比差不多。


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