近年来由于原材料价格上升，光伏系统的成本下降较慢，储能要想完成从“选配”到“强配”的转变，既需要政策支持，同时也需要通过技术和产品创新来推动光储行业的发展，储能怎么配置？方案如何选？储能有哪些增值功能，这些都需先了解再计算，设计好方案，加了储能才能有更多收益。

1.储能怎么配置？

    以江西省为例，该省要求申请参与全省2021年新增光伏发电竞争优选的的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成，对符合建设条件的光储一体化项目将在竞争优选评分中给予倾斜支持。如果是100MW的光伏电站，储能要配置10MW/10MWh，即10MW储能变流器和10MWh储能蓄电池，目前储能变流器的价格大约是0.3元/W，锂电池的价格大约是1.2元/Wh，储能系统增加1500万元成本，如果光伏系统按3.5元/W的建造成本算，储能10%容量/1小时大约增加4%的成本。10MW的光伏电站综合度电成本约为0.4~0.6元/（kWh·次）。

2.采用什么样的技术方案？

    目前，市场上光储融合方案主要有交流侧耦合方案和直流侧耦合方案。

    交流侧耦合方案指光伏和储能在交流侧连接，储能系统可以接入低压侧，也可以集中接入10kV ~35kV母线。直流侧耦合方案指储能系统接入直流侧，这个方案中光伏逆变器需要预留储能接口，还可以适当提高超配比例，当光照特别好的时候，组件功率大于逆变器功率，可以从直流端分出一部分到储能，直流侧储能效率高，但不够灵活，目前在新能源侧储能大都采用交流侧耦合方案。

    大型光储系统采用固定电价上网，没有峰谷电价，因此也不能利用峰谷价差获利，但大型储能系统还有多个增值功能，可以为电网运行提供调峰、黑启动、需求响应等多种服务，有效实现电网削峰填谷，缓解高峰供电压力，促进新能源消纳，为电网安全稳定运行提供了新的途径。

    调峰：储能电站作为有源型储能装备，可以在电网峰荷时向电网输出功率，分担区域电网的供电任务；在电网处于谷荷状态时，电网给储能电站充电，把电网中多余的电能储存起来，功能类似于抽水蓄能电站。建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场，可以在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易；或者在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售，作为独立市场主体，深度调峰。调峰都有补贴，补偿标准为从200元-1000元/兆瓦时不等。

   黑启动: 当电网出现短时和长时故障或因故障全黑时，储能电站进入相应的运行状态，储能电站启动功率小，一次启动成功率高，可以优先给区域重要负荷供电，并且采用向上恢复的方法完成电网黑启动，加快恢复进程 ；储能电站参与黑启动可以有效解决局部电网黑启动电源不足的问题，对电力系统崩溃后的-恢复具有重要意义，减少大停电损失；与传统黑启动电源相比，储能电站参与黑启动时，启动速度更快，更加经济，更加可靠，具有非常广阔的前景。

    需求响应：储能电站参与电网需求响应，能平稳电网负荷、提高发电效率、降低能源损耗和保护环境，从而实现社会、电网、电厂和客户的四方共赢，这是需求响应能够达到的目标，可以缓解备用短缺、输电阻塞等问题，有助于降低电价波动，降低市场参与风险，参与者能够获得一定的利益。

    增加储能后，光储系统技术更加复杂，蓄电池的充放电的时间和功率非常关键，既要保障光伏、储能及电网三方的安全稳定运行，又要充分考虑经济性，需要打通硬件、软件和系统级之间的壁垒。

    光储融合系统设备众多，需要解决不同设备之间硬件和软件的接口兼容性难题，设备如果来自不同厂家，电站设计、设备采购、运营、维护的难度和成本都会增加，最重要的是，不同设备之间的通讯接口方案不一样，集成商需要对不同的协议和接口做兼容处理，难度比较大，所以在设计时尽量采用同一家公司的产品。

    储能系统集成最关键的还是直流侧的安全管理，也就是电池系统的安全管理，这个需要非常完善的系统保护设计。电芯、模块、电池簇、电池系统管理，四个层级环环相扣，好的系统保护设计，能够对它们的运行状态实时可知，特别是电池的温度和电压，能够做到时时监测和控制，如果发生了故障，能够实现逐级保护、快速联动保护。

    相较于传统的电站经济性调度模式而言，光储发电系统在进行调度的时候，需要充分考虑到储能电站内部电池、变流器的有效管理问题，这样才能提高整个光储电站运行的安全性和经济性。

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