储能高压化之争：2000V高压储能VS高压级联技术，谁是“终途”？

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。