2023年超过55%的储能将与太阳能发电设施配套部署

　　根据调研机构的调查，预计到2023年，超过55%的储能系统将与太阳能发电设施配套部署。而随着市场的扩大和发展，其系统架构将成为开发太阳能+储能项目的重要考虑因素。

　　根据调研机构Wood Mackenzie Power＆Renewables最新调查报告，直流耦合太阳能+储能项目在电网侧（FTM）的应用变得越来越普遍，并且很可能在住宅市场占据主导地位。此外，虽然获得美国联邦投资税收抵免的资格是直流耦合电网侧太阳能+储能系统份额不断增长的一个因素，但在2021年投资税收减免(ITC)逐渐减少情况下，其份额预计仍将会继续增长。

　　近日，美国能源部下属的国家可再生能源实验室（NREL）最近发布了“稳健的光伏衰减方法和应用”（Robust PV Degradation Methodology and Application）一文，旨在能更好地了解光伏组件的真正衰减率。

　　这种增长也是由于直流耦合系统架构带来的新变化，使得直流耦合太阳能+储能项目首次成为电网侧应用，得到了更多的关注。通常，用户侧（BTM）直流耦合系统使用与电池储能系统和太阳能发电资产相关的一个多端口混合逆变器。虽然这些逆变器适用于用户侧（BTM）电池储能项目，但它们不适合电网侧（FTM）电池储能项目。

　　电网侧（FTM）电池储能项目的直流架构的新变化涉及与电池相连的独立DC-DC转换器。这些新的电网侧（FTM）直流耦合系统通常具有比交流耦合系统更低的互连成本，因为它们仅依赖于单个互连点。互连成本将会显著影响项目开发商的资本支出（根据系统的大小，互连成本可占系统平衡成本堆栈的20％到35％）。

　　直流耦合系统中的这种单点互连还使得大规模太阳能发电设施将多余的发电存储在电池储能系统中，使其在经济上可行，从而支持多余的太阳能进行经济有效的时移。

　　鉴于消除了交流采集系统，降低了系统平衡要求，并且易于互连，目前直流耦合系统的安装成本比交流耦合系统要低3％到10％，其具体取决于太阳能+储能项目的规模以及电池的放电持续时间。

　　然而，随着系统规模变大，直流系统开始失去其成本优势。太阳能+储能项目的规模加大，通过电源转换和其他硬件组件实现的规模经济不会转化为整体系统资本支出，因为太阳能发电设施和电池储能系统开始占据更多的成本。

　　直流耦合系统很容易获得美国联邦的投资税收抵免，在2021年底，电网侧（FTM）电池储能项目的比例将降至10％。然而，根据该报告，虽然获得美国联邦投资税收抵免的资格是直流耦合电网侧太阳能+储能系统份额不断增长的一个因素，但在2021年投资税收减免(ITC)逐渐减少情况下，其市场份额预计仍将会继续增长。

　　由于目前直流系统不允许电池从电网充电，因此交流耦合系统将成为主要用于电网支持应用的电池安装系统的默认架构选择。

　　商用和工业行业的用户侧（BTM）电池储能市场是唯一一个直流耦合系统没有增长的领域。Wood Mackenzie公司表示，该部门继续采用交流耦合系统，并将在短期内继续这样做。虽然具有易于安装和系统平衡要求较低的优势，使得直流耦合架构在住宅太阳能+储能市场中很受欢迎，但目前多端口混合逆变器存在一些问题，例如单点故障、输入电压固定，以及失去灵活性，使其对用户侧（BTM）电池储能系统的非住宅市场降低了吸引力。

　　交流耦合系统也比直流耦合系统更适合未来的太阳能发电设施的部署或电池储能系统升级，以及需要更高的可靠性和灵活性的微电网。