2月22日，由国际能源网、国能能源研究院、光伏头条、储能头条主办的以“新能源 新系统 新生态”为主题的“第七届中国光伏产业论坛”在北京隆重举行。阳光电源股份有限公司光储集团战略客户方案部解决方案高级经理廖必清以《“十四五”光储融合面临的挑战和趋势》为题发表了演讲。

光储市场面临4大挑战

去年24个省市公布了“十四五”储能装机容量，总计71GW，已经远远超过了国家提出的30GW的规划。新能源+配储已经成为标配。廖必清预计，2023年储能装机有望达到40GWh。新能源大基地不仅要实现持续的降低度电成本，还要实现光储的深度融合。

廖必清认为，光储市场接下来将面临4项挑战：

挑战1：原材料价格波动频繁，器件短缺，降本压力大。光储电站成本中，逆变器+储能占比在10%-15%之间。硅料、碳酸锂价格持续高位震荡，使得光储系统成本居高不下。电池的原材料也一直居高不下。另外核心器件价格上涨。

挑战2：光储电站非技术成本较高。光储电站的非技术成本一直居高不下，在15%左右。其中问题最大的是土地税费问题的裁量权，缺乏明确系统性的指导，导致项目终端收益不稳定。另外在没有建立合适营商环境和产业配套优势的情况下，一味要求投资产业落地，追求短期投资规模统计数据，很可能会扭曲产业发展和项目投资的关系，大量无效投资也会进一步抬升光储项目的成本。

挑战3：对设备环境适应性、支撑电网能力及运维提出更高要求。现在推行风光大基地的建设，风光大基地主要是建在沙漠戈壁中，具有光照强、风沙大、日夜温差大、容量大、降水少等特点，沙丘移动对设备、线缆的影响也很大。地理环境对光伏设备在环境适应能力、支撑电网、运维上提出更高要求，需要通过高可靠性来适应沙漠环境，提升设备有功无功的响应能力，增加智能化和数字化的运维系统的使用。

挑战4：光储电站安全、储能收益保障、并网难都对光储电站的运营带来障碍。一是储能系统不是简单的堆叠，需要考虑储能设备的上下联动和安全。所以现在的国内市场对储能处理比较粗放，导致安全隐患突出。二是收益模式不健全，导致储能的收益时间过长。三是并网过程中，因为各地对储能系统的规则、设备的要求不完善，导致设备集成普遍不专业，简单的拼凑，在并网时经常掉链子，前期并网验收不通过，使得后期整改的难度越来越大。

光储市场7大发展趋势

廖必清认为未来光储领域有7项发展趋势：

趋势1：逆变器单机功率更高，需要因地制宜，科学设计，创新逆变器方案。

逆变器功率变大，可降低线缆、汇流箱、土地面积等成本，特别是在大基地项目中。无论是组串式逆变器还是集中式逆变器，功率逐步变大。

针对这种趋势，阳光电源采取了两种应对措施。一是采用大子阵设计。一个模块单元就是1.1兆瓦，可以实现不同地区最优化的子阵，实现地形的匹配，来灵活设计子阵的大小。二是从“器件级“到”系统级”的优化，让光储电站运维更极简。器件模块化更换，提高维护效率70%，维修时间由6h缩短至2h内；整机更换，更高在线率 降低发电损失95%，替换时间由15天缩短至0.5天。

趋势2：电网支撑能力要求更高。基于电力电子技术的新能源发电设备具有“低抗扰，弱支撑”特性，在新能源比例不断提高的情况下，对电网构成了很大冲击。随着大基地建设不断推进，对设备电网支撑能力提出更高要求，包括弱电网环境适应性、特高压连续高低穿无脱网、快速响应电网调度等。

趋势3：新能源由支撑电网向构建电网转变。虚拟电机实现惯动电量的支持，电网出现断电的情况下可以实现区域电网的重构，实现本地的负载平衡。

趋势4：储能维持高速发展。阳光电源保守预测，2026年储能市场会达到48.5GW，乐观预测可能会到79.5GW。将呈现两个特点，一是项目大型化趋势明显，2021年还是10兆瓦左右的小型储能电站，2021年之后规划和在建的多是50兆瓦和100兆瓦以上电站。二是配置比例及时长增加。

趋势5：储能规范将进一步完善。储能标准不断出台，储能的安全问题已经涉及生产、运输、规划、设计、建设、并网、运维、检修多环节，越来越细致的管控，对储能厂商提出了更高的要求。储能标准在密集出台，来规范储能的设备安全。电力电子是阳光电源的看家本领，整个储能系统可以从安全性出发进行设计。

趋势6：液冷逐步替代风冷。现在储能系统在市场上有风冷和液冷两种方案，液冷以占地更小、低损耗、寿命长，高放电量和极简运维的特点，越来越占据优势地位。廖必清说：采用液冷方案，整个生命周期的度电成本能够降低20%。

趋势7：光储电站智能化加速。无人机巡检、清扫机器人、能源管理系统都会实现电网的智能调度、智能巡游以及对储能系统、负荷的实时功率预测，来实现平稳的电能输出。 

原标题：阳光电源廖必清：“十四五”光储融合的4大挑战和7大趋势