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在“双碳”目标驱动下,储能技术已成为构建新型电力系统的关键环节。作为全球最大的清洁能源发电企业,国家电投的储能招标动向历来是行业技术演变的“风向标”。
2025年3月,国家电投5GWh储能集采中组串式占比达20%(1GWh),首次将组串式与集中式并列为主流方案。对比2023年前不足5%的渗透率,组串式已从补充技术升级为主力选项。
国家电投组串式招标从MWh到GWh变迁
2019-2025年间,国家电投组串式储能招标规模、技术参数及应用场景的变化,揭示储能技术从集中式主导到组串式崛起的内在逻辑。
2019-2022年:技术验证期。国家电投早期储能布局以集中式为主,组串式仅在用户侧微电网等小场景试点。2021年青海共和实证基地首次引入组串式储能单元,验证其在高海拔地区的适应性。此阶段招标文件对组串式技术要求模糊,更侧重电池能量密度等通用指标。
2023年:转折之年。随着华能集团1.5GWh组串式集采破冰,国家电投在西藏当雄50MW光储项目中明确要求采用组串式构网型PCS设备,首次将组串式纳入新能源配套场景。招标规模虽仅百兆瓦级,但技术规范已细化至“一簇一管理”“构网型控制”等核心指标。
2024-2025年:规模爆发期。2024年国家电投西藏、海南州等项目累计采购组串式储能超300MWh,技术路线扩展至构网型、分散式模块化等细分领域。至2025年3月,其5GWh储能集采中组串式占比达20%(1GWh),首次将组串式与集中式并列为主流方案。对比2023年前不足5%的渗透率,组串式已从补充技术升级为主力选项。
早期组串式系统多为集中式方案的“缩小版”,2023年后招标文件显著强化模块化特性。如2024年肇东项目要求“每组1MW/2MWh单元独立接入PCS”,实现电池簇级精细管理。这种“积木式”架构使系统可用容量提升3%-5%,度电成本下降约0.05元/kWh。
针对集中式储能热失控扩散风险,国家电投2024年招标首次引入“单簇分断”“四层熔断保护”等要求。与之配套的实证数据显示,组串式系统故障停机时间较集中式缩短76%,安全冗余度提升显著。
从早期单纯跟网运行,到2024年西藏项目明确“构网型PCS需具备±10%无功连续调节能力”,组串式技术已承担起电网主动支撑功能。实证基地测试表明,其在弱电网环境下的电压稳定响应速度较集中式快400ms,更适合高比例新能源接入场景。
组串式储能加速成为大储主流选择
从技术替补到主流选项,国家电投组串式储能的招标变迁,折射出中国储能产业从粗放扩张向精细运营的深层转变。
2024年以来,组串式储能系统加速替代传统集中式架构,成为大储领域的主流选择。 每个电池簇独立连接PCS,避免簇间环流和热失控扩散,系统安全等级提升至IP67标准。华能集团2025年4.5GWh构网型储能招标明确要求组串式方案。
模块化设计支持按需扩容,单机功率达215kW的组串式PCS可并联扩展至百兆瓦级。三峡能源肇东100MW/200MWh项目即采用此方案。此外,组串式系统通过减少并联损耗和冗余设备,初始投资成本大幅降低,全生命周期放电量提升。 例外,阳光电源PowerTitan2.0实现全生命周期放电量提升8%。
电芯价格从2021年0.9元/Wh降至2024年0.4元/Wh,使组串式系统初始投资差距收窄至15%以内。更为关键的是,模块化设计使运维成本降低30%-40%,全生命周期成本优势凸显。
2023年国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》明确限制大容量集中式储能簇规模,间接推动组串式技术发展。部分集采将组串式专项用于山地、高海拔等复杂环境项目,体现政策与技术路线的深度耦合。
据实证数据,组串式系统年故障率仅为集中式的1/3,且故障影响范围可控在单个模块。在2024年行业安全事故损失超20亿元的背景下,这种“天然防火墙”特性成为招标加分项。
组串式技术催生DC/DC簇控制器、分布式EMS等新设备市场,2024年相关部件招标量同比激增200%。阳光电源、科华数据、远景储能、海博思创等企业凭借“交直流一体柜”等创新产品,在五大六小供应商体系中份额不断提升。
值得注意是,组串式的模块化特性在共享储能场景具备较大优势。2024年深州坤腾400MWh项目首创“分簇计量”技术,支持多用户按需租赁储能单元,这种灵活性使项目IRR提升2-3个百分点。
尽管组串式储能技术前景广阔,但其未来发展仍面临一些挑战。如何进一步提升其性能,特别是在低温环境下的运行稳定性和循环寿命方面,如何通过技术创新和规模化生产降低成本等,仍是组串式储能未来发展的关键。
标准完善是行业进步的重要方向之一。未来,政府和企业需要共同努力,完善行业标准,推动组串式储能的健康发展。企业需要不断提升自身的技术实力和市场竞争力,才能在激烈的市场竞争中脱颖而出。
随着构网型控制、智能管理等技术持续突破,组串式储能正从单一设备竞争升维至系统生态重构。
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