根据劳伦斯伯克利国家实验室(LBNL)日前发布的一份调查报告，希望将可再生能源发电设施与电池储能系统配套部署的能源开发商，如今可能有多种配置可供选择。

在劳伦斯伯克利国家实验室(LBNL)研究团队建模的电池储能系统、发电和互连选项的多种潜在组合中，46%与现有的投资和生产税收抵免（PTC）激励措施相结合，在经济回报方面具有吸引力。调查报告的作者之一Cristina Crespo Montañés表示，如果没有生产税收抵免，只有20%的配置能够盈利。

研究表明，使用持续放电时间较短的电池储能系统（尤其是2小时）的配置可以提供最高经济回报。尽管电池储能系统价格持续下跌，但其成本仍超过潜在的能源收益。

报告旨出，将电池储能系统与可再生能源发电项目配套部署是一种越来越受欢迎的选择——2020年连接到电网的太阳能发电项目中有36%与电池储能系统配套部署。然而，在最近的市场条件下，并非所有可再生能源发电设施和电池储能系统的组合都能盈利。

研究人员模拟了当今能源开发商大量可用的潜在组合——采用不同规格的电池、逆变器、互连选项进行组合，此外还有发电类型。虽然其主要目的是建立一个灵活的计划，以便在市场和政策出现问题时快速响应，但研究人员还向模型提供了来自美国七家独立系统运营商的2012～2019年市场数据，以验证这些配置中哪种在现实场景中表现最好。

根据该实验室的分析，太阳能发电设施和风力发电混合项目在与持续放电时间为2小时的储能系统配套部署时都能获得最大经济回报。而储能系统装机容量和互连规模的增加对项目潜在收益的影响最大，仅次于电池储能系统的持续放电时间。

调查报告的作者之一Will Gorman表示，总的来说，在这个模型中表现最好的混合配置是那些旨在利用电力需求峰值期间以抵消锂离子电池储能系统相对较高成本的配置。例如，调整混合部署能源项目的规模以允许电池储能系统和风力发电设施或太阳能发电设施同时放电证明是一个成功的组合。

但报告称，在美国所有七个独立系统运营高（ISO）的服务区域中，部署长时电池储能系统的成本仍然很高。

Gorman说：“当前市场并未发出需要长时储能系统的信号，但市场上可再生能源的普及率通常很低。我们不会在未来5～10年内看到采用100%的可再生能源电力系统。”

Montañés在日前召开的一次网络研讨会上表示，与美国各地已部署的混合发电项目的数据相比，该分析通常反映了能源行业的这一趋势。例如，该模型表明太阳能+储能项目比风力+储能项目具有更高的收益。然而在某些情况下，其结果与现实世界的应用有所不同。在加州独立系统运营商的服务区域中，其互连队列似乎限制了混合能源项目规模，而这个模型却显示更大的互连规模会更有利。

报告指出，美国能源开发商也表现出对持续放电时间较短的电池储能系统部署偏好，大多数部署的储能系统的持续放电时间为1～4小时。

Gorman指出，让长时电池储能系统变得经济可行正在面临一些挑战，而这可能是大多数长时储能项目专注于寻求替代锂离子电池储能系统的原因。但Montañés说，这并不意味着长时电池储能系统在未来的电网中不会占据一席之地。

她说：“我们认为不同的能源技术是互补的，允许不同的持续放电时间或发电类型，我们也可以用类似的方式来考虑储能系统。”