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与1000V、1500V、2000V低压储能技术相比,高压级联储能技术尤其在大型储能电站中,兼具高安全、高经济性和高效率特点,在大储领域前景广阔,一旦被市场广泛认可,份额可超过50%,市场规模达数千亿级别。
储能降本“剑指”高压化
过去一年,随着电池材料的大幅降价,储能电芯价格已从2023年初超0.95元/Wh回落至目前的约0.4元/Wh,跌幅超过5成。储能系统价格也随之腰斩,平均单价已从2023年年初的1.5元/Wh左右降到如今0.7元/Wh均价,在近期的招标项目中更是创下0.564元/Wh中标价格新低。整个2023年,储能电芯环节的毛利率不足5%,电芯价格已经见底。
电芯环节已然“卷不动”,而出于降本增效的需要,储能产业开始将更多的目光聚焦在系统层级的高压化。
储能系统根据电力传输技术路线分为低压升压技术(包括集中式、组串式、智能组串式、集散式、分布式能源块等)和高压级联技术两种。基于以上分类,储能系统高压化发展趋势也可以分为两条路线。
一是低压储能系统的高压化趋势,通过提升电压降低损耗,提升整个系统的效率。在低压储能方案中,直流侧母线电压由最初的600V发展到1000V,并在前两年从1000V上升到1500V,目前1500V高压储能系统已成为2023年市场中的主流方案。不仅如此,低压储能方案还在向2000V以上电压等级迈进。
二是高压级联技术加速渗透。储能电站正在从百MWh迈向GWh时代,在大电站中高压级联技术大功率大容量的优势尤为凸显,渗透率有望加快提升,行业规模扩张十倍以上。
目前,高压级联储能在实际应用中也在逐渐得到业主的认可。据高工储能此前不完全统计,高压级联储能招标项目已超过1.76GWh。
具体而言,高压级联储能系统无需经过变压器,可直接接入6KV、10KV、35KV以上电压等级电网,尤其在大型储能电站方面具有综合效率高、占地面积小、投资收益高等显著优势。
尽管基于现有单体电芯容量的限制,高压级联储能系统单机功率只可达到30MW,但仍是低压储能系统的十倍以上。低压式储能系统效率一般为80~85%,高压级联储能则是电化学储能电站中唯一能够做到90%长时循环效率的储能方式。据公开报道,高压级联储能项目中系统效率最高已达到92.43%,刷新了电化学储能电站效率的新高度。
那么,两条看似平行的储能系统高压化路径,谁才是终极方案呢?
储能系统高压化的终途
由于历史惯性,低压式储能系统是目前市场上的主流技术方案。低压式储能的优势在于结构简单、投资成本最低、后续安装、运维成本便宜,但低压式最初并不是为大规模储能而设计的,当低压储能系统规模放大到百兆瓦级时,会明显遇到直流拉弧、直流侧并联容量损失、并联环流等问题,严重影响储能电站的安全和效率。
而且,2000V储能系统尚处于示范阶段,据主流储能企业介绍,2000V储能在技术层面并不具备太大难点,其规模化应用主要面临的是标准、供应链方面的挑战。值得注意的是,即使2000V电压等级得到大规模应用,低压式储能系统面临的共性问题也仍未得到根本性解决。
与低压储能系统相较,6kV-35kV高压直挂级联储能系统,具有单台大容量、单簇控制、无升压变压器、高效率、高质量输出波形、自动旁路等优势。
高压级联式储能与低压式储能技术对比
在1000V、1500V低压储能系统中,目前主流的PCS最大功率为2.5MW,而新风光高压级联储能系统电压等级分别为6KV、10KV、35KV,PCS最大功率为30MW,效率≥98.5%。对比低压储能,高压级联储能系统中,电池单簇运行,无簇间环流,系统综合效率提升3%~10%,且单套容量大,响应速度快,功率大、成本低、占地少、无变压器运维,更适合构网型系统。
据测算,相较于低压储能电站,一个100MW/200MWh的高压级联储能电站,效率可提升5%,如果按上网电价3角、电站全生命周期25年估算,全生命周期可提高收益2000万-3000万元。
在构网时,高压级联储能同样比低压储能更具优势,主要体现在三个方面:1.高压级联单套功率大,一般是低压储能的十倍以上,在大规模系统中并联台数少,协调控制相对简单。2.高压级联输出滤波为电抗器,低压储能一般需要LC或LCL滤波,高压级联控制相对容易,不易产生谐振。3.高压级联没有变压器,PCS输出即电网,在做构网时无需低压储能的变压器,不存在变压器高压侧和低压侧(PCS交流输出)构网性能存在差异的问题。
不过,一般来说,高压级联只有在5MW以上的大型储能电站中才具有经济性,具有综合效率高、占地面积小、投资收益高等优势。据了解,目前20MW/40Wh-60MW/120MWh为高压级联式储能的价格最优区间,这时高压级联会比传统集中式低压储能更有单价优势。而随着300Ah+大电芯容量的应用,高压级联储能价格最优区间范围也会相应扩大,上限有望提升至100MW。
对于储能系统来说,高压级联储能技术完美契合“高压化”、“构网型”、“大容量”这三大降本增效的热门方向,并兼具高安全性和高经济性。
对此,新风光储能产品总监石广保表示,“无论是业主单位,还是编制可行性研究报告的设计院,不可能对高压级联技术同时具有的高安全、高经济、高效率特性视而不见。所以高压级联储能在大储领域的市场渗透率一旦被市场广泛认可,必然如破土的巨龙竹,迅速增长,超50%是大概率事件,市场规模可达数千亿级别。”
目前来看,两线并行仍将是短期内储能系统高压化的必然趋势。而如果采用长期视角来看,随着高压级联储能渗透率的大幅提升,以及构网储能技术在电网中的应用,高压级联储能必然将成为价值导向下储能领域的新选择。
“从1到10”加快 高压级联储能技术升级
目前高压级联技术在储能领域推广的主要难点在于技术门槛高,入局企业少,业内真正有产品的企业不超过10家,新风光正是其中的佼佼者。
新风光高压级联储能技术与高压级联SVG技术同源,新风光SVG在光伏等细分行业十年来一直保持在第一梯队,2023年营收超9.73亿元,已是业内名副其实的单项冠军。
新风光深耕电力电子行业30多年,在高压级联技术应用方面,拥有全球28000+台套高压级联电力电子产品的工程应用业绩、50+年的品牌及技术沉淀,是电化学储能行业大功率大容量高压级联技术的领跑者,在安全、效率、成本等层面具有领先一步的优势。
率先切入高压级联储能赛道,新风光目前已具备了6kV、10kV和35kV全电压系列的可交付能力,具有完全自主知识产权的开发能力,且已有大量已落地的应用案例。其中,6KV系列产品主要应用在煤矿等场景,10KV系列产品主要应用在工商业领域,35KV系列产品主要应用在新能源场站等。
目前,高压级联储能产业化“从1到10”进程正在加快,已从示范项目阶段进入实际应用阶段,逐渐得到了业主的认可。
东北某煤矿中,为全面建设安全、绿色、智能、高效矿山,提高供电可靠性,选择了新风光生产的6KV高压应急储能系统。该储能系统为固定式煤矿应急电源,经开关柜接入系统母线。
在浙江某大型光伏发电项目中,新风光为项目提供的35KV高压级联直挂式一次调频储能电站容量28.4MW/9.66MWh ,具备一次调频功能和无功补偿功能。具备系统规模大、响应速度快、能量精确控制、双向调节能力强、运行效率高、占地面积小等优点。
在2023年初,新风光中标的高压级联大功率大容量储能应急电源,是国内目前行业内应用的最大容量的设备,再次引领行业发展。
此外,基于电芯容量的升级,高压级联储能也在继续向大容量方向迭代。
2024年4月初,新风光在北京发布了新一代大容量高压级联技术。其中,单台高压级联式储能系统容量为30MW/60MWh,系统电气结构与高压SVG技术同源,由A、B、C三相组成。每相包含64个H桥功率单元,配套64个电池簇。每簇有312个314Ah电芯串联而成。三相总共192个H桥功率单元+192簇电池簇,共存储 60.19MWh电量。
新风光新一代大容量高压级联储能产品将于今年下半年正式推出,在业内率先将300Ah+大电芯应用在高压级联储能系统中,且采用集装箱、PCS全液冷方案,系统容量、效率进一步提升,助推储能产业迈向高质量发展的新阶段。
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