阳光电源汪东林：储能电站并网及验收建议汇报

2020年储能系统度电成本约0.5元左右，依然较高，随着大规模储能系统的推广应用，我们预计到2023年储能度电成本将降至0.3元左右，将具备非常好的商业化应用条件。

——阳光电源汪东林

2020年8月26～28日，由中国能源研究会、中关村管委会、中关村科学城管委会指导，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟、中国科学院工程热物理研究所联合主办的“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”，同期举办储能联盟十年纪念论坛。北极星储能网、北极星电力APP对本次峰会进行全程直播。

8月28日在“储能与新能源融合发展”分论坛上，阳光电源股份有限公司储能解决方案总监汪东林作“储能电站并网及验收建议汇报”的主题报告。

阳光电源汪东林

汪东林：各位领导、各位行业同仁，大家好！我今天汇报的内容分为三个部分，第一部分是国内储能发展的机遇和挑战。第二部分是储能电站并网验收过程中遇到的问题及建议。第三部分是阳光电源在全球的储能业务布局及典型项目案例分享。

国内储能市场预测

今年随着各地新能源配套储能政策的推动，储能装机容量相对2019年明显提升，预计今年国内装机容量可达GW以上，全球市场预计可达9.4GW，国内市场占全球市场份额的10%以上。国内市场主要驱动力是光伏、风电配套储能，2020年一季度公开数据显示储能计划装机容量达到1.4GWh，根据第三方机构数据，储能装机量的增速从去年的30%提高到了70%，我们可以判定，2020年将是新能源+储能新的元年。

各个地区对新能源配套储能政策要求各不相同，大部分地区以5%或10%功率配比，1小时或2小时的容量配比为主，新能源配套储能系统主要还是解决新能源发展带来的一系列问题，包括电网消纳、稳定性和电网稳定等。

虽然新能源加储能成为2020年新的发展方向，但我们也不可忽视，增加储能给新能源企业带来的成本压力，主要的原因还是储能系统成本偏高。储能成本高的最主要原因是没有得到规模化的应用，从储能锂电池、储能变流器、系统集成到后端设备本身，整体成本高。虽然近几年锂电池价格下降速度较快，但是整个系统成本仍然较高，同时包括非技术成本，如储能电站的开发、电网接入、融资渠道等带来的成本增加。

新能源加储能，实际上在目前没有任何收益的情况下，大幅提高了新能源企业的初期投资成本，光伏电站增加20%2小时的储能，整体成本将提高8%～10%左右，风电场增加20%的储能，初始投资成本会更高，将提高15%～20%左右。初始成本提高，使得整个电站的投资收益大幅下降，给新能源企业带来很大压力。

2020年储能系统度电成本约0.5元左右，根据我们的测算，储能系统要得到大规模商业化应用，系统度电成本要降到0.3元左右，目前的差距还非常大。根据我们对2020～2025年成本下降的趋势预测，预计到2023年储能度电成本将满足大规模商业化应用的基本条件。

另外一块，储能系统集成本身带来设计方面的挑战。总结为如下四个方面，第一个是动力电池替代储能电池，非专业的集成和非一体化的设计，以及储能系统未经过全面的测试，给新能源电站运营带来的问题非常之多，同时也为后期的储能系统运维带来安全隐患。通过降低储能系统寿命来减少对整个成本的影响，对后期储能系统运行的温度管理、能量管理的控制带来挑战。

储能系统集成需要专业化的设计，储能系统中包括锂电池、储能变流器、温控消防等，都需要进行系统化的控制，如果没有一个专业的系统厂家做这个事情，储能系统交付给用户将留下非常大的隐患。之前投运的一些储能项目后期的表现，也远远达不到我们的预期。这个方面举几个例子，我们在某个项目现场看到一个储能集成厂家的系统在运行一年之后，一个集装箱系统一年下来，告警故障达到两万条以上。另外一个案例是寿命达不到预期指标，通过调运数据发现，整个集装箱里面电芯的温差在20摄氏度以上，实际上储能电池寿命温差相差20度以上时，整个电池衰减寿命将会接近一半，我想这也不是任何业主希望看到的结果。

储能集成的设计，如果没有进行全方位的设计和测试，后期留下的安全隐患就可能是发生极端的安全事故；截至2020年5月份，韩国一千多座储能电站中，有29座的储能电站发生了极端的着火事故，着火事故率在1.7%以上。在国内这种事故也是时有发生，公开媒体可以看到的，就是2017年、2018年2019年出现的极端安全事故；在美国也是一样的，美国在2019年出现了严重的储能系统着火事故，造成消防人员生命的威胁。

在储能集成系统中，电池的选择、系统工艺、充放电管理、温控系统设计、质量把控等，都是保障系统在现场运行寿命需要考虑的因素。

那么，该如何解决这些问题呢？

首先是储能系统集成专业化的设计，最关键步骤是要进一步完善行业相关标准，储能产业发展到现在已经十几年，相关标准并没有得到完善，储能系统从设计、运输到安装验收以及后期的运维，还有储能系统的灾后处理以及电池的回收等，都没有非常完善的标准和政策来支撑。在当前，进一步完善储能电站并网和验收标准，就更为关键。

随着今年新能源电站安装储能的数量越来越多，这些储能电站，如何并入电网，如何并网验收，更将是重中之重。

储能电站并网验收标准建议

这是我们具体的一个项目当中遇到的。一个是GB/T 36547，一个是GB/T 36548，是跟储能接入电网相关的规定和规范。还有GB/T 36276对电力储能锂电池做了一个全面的标准要求，以及GB/T51048是针对电化学储能电站的设计规范，但这些标准/规范在现在来看已经有些过时了。

以广东佛山恒益电厂20MW/10MWh火储联合调频项目为例，这个项目于今年8月20日，经过严苛并网性能和涉网测试后正式并网投运，用于辅助火电机组Kp性能的提升。南方电网对于安装在火电厂里的储能系统安全等级要求更高，在储能系统并网投运前，我们跟南网、电科院做了全面的入网测试，整个测试时间将近40多天，涉及的测试标准、测试项目非常多，也非常全面。首先就是电网最为关注的电网试适应性测试，还有储能系统接入电网系统的响应时间、储能系统本身保护和功能测试等。同时为了更好的支撑电网，对储能电站一次调频进行了测试。整个储能系统并网测试项目多、测试时间长，把所有跟电网相关和储能系统本身在运行过程当中会遇到的问题都做了全面验收测试。

结合这个项目和历往实施项目经验，我们提一些想法和建议。

第一是明确储能电站功率和容量的定义，在现有标准里面实际上没有明确清晰的定义。储能电池的容量必须在额定的功率下能够持续放电，以及放储电量是多少，从而界定电池的容量。比如我们要求10MW/10MWh的储能配置容量，10MW大家非常明确，但10MWh就非常的迷茫，很多项目遇到这个问题，10MWh是直流侧的容量还是交流侧容量，是充电容量还是放电容量实际上都没有定义，在实际项目中就会出现每一个业主均是根据自己的需求来定义。储能系统接入到电力系统的调度功率和容量都必须要满足电力系统调度的要求，所以我们认为第一个要明确的概念就是储能系统的容量和功率的定义。

第二是储能变流器应具备充电和放电两种工况下的高低穿能力。针对维持电网稳定、更好支撑电网，储能电站的低穿、高穿，不同于光伏发电系统和风力发电系统，以前的发电系统都是单线潮流，只是并入电网的一个发电单元，现在储能装置不一样，储能既不是一个发电单元也不是一个负载，实际上是电网的一个功率调节单元，这个时候储能对电网的支撑，实际上有两个非常明确的状态，一个是充电状态，一个是放电状态。很多时候厂家的认证或业主对储能PCS或储能系统的高低穿没有明确的要求，有些厂家只做放电状态下的高低穿认证测试。充电和放电，对储能变流器是两个不同的工况，我们要从标准里面非常清晰的或者是在相关的第三方做出储能系统认证的时候，要明确或者清晰的定义，必须是在充电和放电两种工况下，都能够支撑电网的高穿和低穿，从而更好的支撑电网。

第三是采用动力电池代替储能电池应用。储能里最核心的就是储能电池，很遗憾很多项目都能见到部分设备厂商直接拿动力电池用在储能系统里；实际上动力电池跟储能电池是两个不同的电池类型，需要满足不同的标准体系，这些差异主要体现在储能系统本身对电池的要求。首先是安全性，第二就是寿命，这两块是动力电池和储能电池本质的区别。在安全性，储能电池在GB/T 36276里面做了非常严格的要求，任何条件下、任何情况下，不管过充过放、过温度加热，都不能发生极端安全事故，即不允许起火，不允许爆炸。但是对于动力电池，安全性要求相对储能电池要低一点，动力汽车的电池应用在汽车上，最多也就在100度电左右，动力汽车要求非常清楚，只需要给乘客留五分钟的逃生时间，而没有明确的提出电池不管什么条件下都不应起火、爆炸的严苛要求。还有寿命这一块，我们知道储能系统设计寿命在15年以上，储能系统在新能源厂站里面希望接近25年的使用寿命，实际上这对储能系统寿命提出了非常高的要求，基本上在目前所有新能源厂站里面储能系统寿命都要求在5000～6000次以上，并且我们的寿命是按照功率法去测试的，这个也是动力电池和储能电池测试上面的差别。而动力电池的循环寿命现在最高要求在3000次左右，动力电池一般一两千次寿命就可以满足动力汽车的使用，现在储能系统实际上有更高的要求。

第四是提供功率响应和无功支撑的技术要求。在功率响应上，实际上标准要求跟目前项目需求有一点差距，特别在整个储能电站接受电网的AGC调度时，时间可能是两三秒的要求，实际储能项目里面，在电网侧和电源侧对储能系统的响应时间提出了更高的要求。江苏省要求储能系统响应时间要达到百毫秒的级别，现在三秒和两秒实际上满足不了很多的储能实际应用场景的应用。需要更快的响应时间，同时储能系统转换时间要求更快，现在行业里面大部分是100毫秒左右，为了更好实现对电网快速的支撑，希望从本体到整个通讯得到快速响应，那么从逆变器的响应时间到通讯协议，实际上都可以提升储能系统的响应速度。其次应提升储能系统的无功支撑能力，GB/T36547里面实际上对储能系统功率数要求非常低，即±0.95，但实际上我们储能系统是可以具备更高的无功支撑能力，目前主流的PCS厂家无功率支撑都可以做到四象限全无功的支撑能力，±1的调节范围。另一方面储能系统最终可以利用它的无功能力替代SVG，实际上在新能源厂站里面替代SVG，已经逐步的在推进。2018年在我们合肥的100MW的光伏电站中，通过光伏逆变器发无功替代了电站的SVG设备。现在唯一的限制不是光伏逆变器和储能变流器本身的能力，而是标准的进一步放开

此外，在GB/T36547提到了一次调频，但对火电厂及新能源场站如何做一次调频的具体要求没有明确定义，最新电力系统标准DLT1870-2018里对储能系统、光伏系统都提出了一次调频的要求，我们下一步需要在并网标准中更进一步明确一次调频的性能要求。

另外还有其他的一些建议，主要是系统效率还有二次调频性能的指标、黑启动的要求。如系统效率；什么是储能系统的效率，现在最高的是90%，也有85%左右，如果一个礼拜储能系统动作一次，它的系统效率可能只有50%。现在很多的项目和业主对储能系统转换效率都提出来非常明确的要求，但问题是系统效率没有明确的官方定义，只说要求系统效率达到85%以上、88%以上，但是这个系统效率最终怎么定义，没有标准进行规范。储能系统效率比较特殊，本身是能量效率，最终储能系统的效率表现跟很多因素都有关系，包括环境温度、实际的运行工况、储能系统调度的次数等，这些工况不一样，系统效率就会千差万别。现在需要从顶层上设计上明确和规范效率定义；还有一次调频，二次调频，储能电站接入规模的要求，以及储能系统的黑启动能力。储能系统不仅仅是个调节单元，它或可以做离网黑启动，惯量的支撑，储能系统可以提供惯量支撑，可以提供一个虚拟同步电机的输出特性，这些功能都可以很好的支撑电网，现在需要做的就是标准层面上把这些清晰的定义清楚，要求储能系统设计满足这些标准，从而更好的指导储能系统的设计。

阳光电源储能业务情况

阳光电源成立于1997年，2011年深交所上市，逆变器出货量全国第一，储能项目数量达到1000以上。我们的各项业务持续保持快速发展，年平均增长率超过30%，到目前为止全球的逆变器出货量超过120GW。逆变设备产能可以达到50GW，锂电池达到5GWh，整个储能集成系统设计可以达到6GW/6GWh，2020年国内和海外的储能的发货量有望达到1GWh左右；目前我们的逆变器和储能系统服务于全球120多个国家。我们拥有23年的电力电子转换技术，储能变流器实现3kW～6.9MW的产品覆盖；拥有5年储能锂电池技术，三元和磷酸铁锂双技术路线，可提供4C及以下倍率电池系统。截至目前，在全球储能集成系统发货量超过3500套。阳光电源储能系统集成优势总结为三个方面，一是高度集成，提升收益二是直流管理，安全可靠设计。三是智慧管理，数字互联，由于时间关系不做展开。今年我们在国内率先推出1500伏储能系统。2016～2019年，阳光电源储能装机规模连续4年位居中国第一，特别是2016年、2017年和2019年储能集成系统均排名第一，截至目前阳光电源在全球储能应用项目超过1000多个，未发生任何安全事故。

好，我的汇报到此结束，谢谢！