光伏要强配储能，怎么设计才划算？

2021年储能市场异常火爆，包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份，相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。储能是解决光伏、风电等新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段，全面平价时代的临近也让这种优势更加凸显。

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。

▲储能项目案例

01-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）。

02-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。