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储能解决方案5种不同技术路线对比,附储能商业模式汇总
现阶段存在几种主流的储能解决方案技术路线,不同的技术路线各有优缺点。
简单介绍如下:
1、集中式:电池簇→直流电缆→直流汇流箱→直流电缆→集中式变流器→交流
电缆→升压变压器多个电池簇直接在直流侧的母线并联,直流电汇流后通过储能
变流器转换成交流,这种方式是目前应用较广的一种技术路线,优点是控制简单,
缺点是电池簇之间电压不一致时会产生环流。代表企业:YG,SN,KH等
2、分散式:电池簇→直流电缆→变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→
升压变压器每个电池簇单独与一个储能变流器串联,多个储能变流器在交流母线
侧进行并联,不在直流侧并联。这种方式的优点是可以解决电池簇间的环流问题,
每个簇可以单独管理或者故障隔离,缺点是因为变流器数量较多,对系统的稳定
性和可靠性要求较高。代表企业:JD
3、集散式:电池簇→DC/DC→直流电缆→单个变流器→交流电缆→交流汇流箱→
交流电缆→升压变压器每个电池簇经过直流变压器(DC/DC)变成一致的电压以
后在直流侧进行并联,直流电汇流后通过储能变流器转换成交流。不同于集中式
的是集散式在每个电池簇使用了DC/DC。优点是可以解决电池簇间因电压不一样
会产生环流的问题。缺点是增加了DC/DC元件,也有能量损耗。代表企业:Tesla
4、组串式:电池簇→DC/DC→直流电缆→多个变流器→交流电缆→交流汇流
箱→交流电缆→升压变压器和集散式相似,区别在于直流电汇流后通过多个容
量较小的变流器转换成交流,而不是通过一个容量较大的变流器进行变流。优
点是单个变流器故障不会影响整个储能系统。代表企业:HW
5、高压级联直挂式:电池→H桥(DC/AC功率单元)→H桥级联→三相星型连
接。系统包含多个储能单元,每个储能单元由H桥和独立小电池堆组成,每相
由多个储能单元串联至一定的电压直接接入交流电网。优点是无需升压变压
器,减小系统损耗,减少占地面积,无电池簇间并联,消除簇间环流问题。缺
点是5MW以上才有经济性,只能输出6kV、10kV等电压等级,在工商业应用缺
少灵活性。代表企业:ZG、NR、XD
储能商业模式汇总1、电网侧:调峰调频是储能企业的主要收入来源储能电网
侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊,具体盈利机制各地方有所不同。发电企
业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用,国家能源局
南方监管局在2017年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及
《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,两个细则制定了南方电力辅
助服务的市场补偿机制,规范了辅助服务的收费标准,为电力辅助服务市场化
开辟道路。电网辅助服务主要集中在“三北”地区,华中、南方是重要的辅助
服务地区。据国家能源局统计,2018年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的
发电企业共4176家,装机容量共13.25亿千瓦,补偿费用共147.62亿元,占
上网电费总额的0.83%。从电力辅助服务补偿费用比重来看,补偿费用最高的
为“三北”地区,即西北、东北和华北区域,服务补偿费用占上网电费总额比
重分别为0.61%、1.82%和3.17%;华中区域占比最低,为0.23%。
2018年电力辅助服务补偿费用地区分布调峰、调频与备用是补偿费用的主要组
成部分。2018年调峰补偿费用总额52.34亿元,占总补偿费用的35.5%。调
频补偿费用总额41.66亿元,占比28.2%;备用补偿费用总额42.86亿元,
占比29.0%。前三者占补偿费用的比重超过90%,是电网辅助服务补偿费用的
主要组成。调压补偿费用为10.33亿元,占比7.00%;其他补偿费用0.43亿
元,占比0.29%。
2018年电力辅助服务补偿费用组成结构用于电网辅助服务的储能项目中,火电
辅助服务装机量最多,补偿费用占比最大。电力生产的构成决定了辅助服务的
重要程度,火电作为主要发电单位,辅助服务的重要性不言而喻。2018年火电
辅助服务产生补偿费用210.95亿元,占比高达80.55%;风电、水电在2018
年分别产生补偿费用23.72亿元、20.94亿元,费用占比依次为9.06%、8%;
核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为2.4%。
2018年电网辅助服务补偿费用占比
部分已投运电网辅助服务项目2、可再生能源发电并网侧:有效解决“弃光、
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