根據勞倫斯伯克利國家實驗室(LBNL)日前發布的一份調查報告，希望將可再生能源發電設施與電池儲能系統配套部署的能源開發商，如今可能有多種配置可供選擇。 

 

在勞倫斯伯克利國家實驗室(LBNL)研究團隊建模的電池儲能系統、發電和互連選項的多種潛在組合中，46%與現有的投資和生產稅收抵免（PTC）激勵措施相結合，在經濟回報方面具有吸引力。調查報告的作者之一Cristina Crespo Montañés表示，如果沒有生產稅收抵免，只有20%的配置能夠盈利。 

 

研究表明，使用持續放電時間較短的電池儲能系統（尤其是2小時）的配置可以提供最高經濟回報。盡管電池儲能系統價格持續下跌，但其成本仍超過潛在的能源收益。 

 

報告旨出，將電池儲能系統與可再生能源發電項目配套部署是一種越來越受歡迎的選擇——2020年連接到電網的太陽能發電項目中有36%與電池儲能系統配套部署。然而，在最近的市場條件下，并非所有可再生能源發電設施和電池儲能系統的組合都能盈利。 

 

研究人員模擬了當今能源開發商大量可用的潛在組合——采用不同規格的電池、逆變器、互連選項進行組合，此外還有發電類型。雖然其主要目的是建立一個靈活的計劃，以便在市場和政策出現問題時快速響應，但研究人員還向模型提供了來自美國七家獨立系統運營商的2012～2019年市場數據，以驗證這些配置中哪種在現實場景中表現最好。

 

根據該實驗室的分析，太陽能發電設施和風力發電混合項目在與持續放電時間為2小時的儲能系統配套部署時都能獲得最大經濟回報。而儲能系統裝機容量和互連規模的增加對項目潛在收益的影響最大，僅次于電池儲能系統的持續放電時間。 

 

調查報告的作者之一Will Gorman表示，總的來說，在這個模型中表現最好的混合配置是那些旨在利用電力需求峰值期間以抵消鋰離子電池儲能系統相對較高成本的配置。例如，調整混合部署能源項目的規模以允許電池儲能系統和風力發電設施或太陽能發電設施同時放電證明是一個成功的組合。 

 

但報告稱，在美國所有七個獨立系統運營高（ISO）的服務區域中，部署長時電池儲能系統的成本仍然很高。 

 

Gorman說：“當前市場并未發出需要長時儲能系統的信號，但市場上可再生能源的普及率通常很低。我們不會在未來5～10年內看到采用100%的可再生能源電力系統。”

 

Montañés在日前召開的一次網絡研討會上表示，與美國各地已部署的混合發電項目的數據相比，該分析通常反映了能源行業的這一趨勢。例如，該模型表明太陽能+儲能項目比風力+儲能項目具有更高的收益。然而在某些情況下，其結果與現實世界的應用有所不同。在加州獨立系統運營商的服務區域中，其互連隊列似乎限制了混合能源項目規模，而這個模型卻顯示更大的互連規模會更有利。 

 

報告指出，美國能源開發商也表現出對持續放電時間較短的電池儲能系統部署偏好，大多數部署的儲能系統的持續放電時間為1～4小時。 

 

Gorman指出，讓長時電池儲能系統變得經濟可行正在面臨一些挑戰，而這可能是大多數長時儲能項目專注于尋求替代鋰離子電池儲能系統的原因。但Montañés說，這并不意味著長時電池儲能系統在未來的電網中不會占據一席之地。 

 

她說：“我們認為不同的能源技術是互補的，允許不同的持續放電時間或發電類型，我們也可以用類似的方式來考慮儲能系統。”