这个新的电压等级正从光伏刮向储能领域，成为行业2020年最热门的技术之一。在“新能源+储能”渐成趋势的情况下，阳光电源、科华恒盛、东方日升、科陆、特变、上能电气等不少企业相继发布1500V储能系统相关产品。
所谓1500V系统，简单解释即将储能系统中用到的线缆、BMS硬件模块、变流器等部件的耐压从不超过1000V提高到不超过1500V，对应的就是1500V系统。
严格意义上来说，1200V、1300V也叫1500V系统，比如比亚迪最新发布的BYD Cube产品最高支持到1300V的直流电压。
有业内人士认为，1500V能否大规模应用主要根据两点：首先是否足够安全；其次能否真正的完成降本和增效，推动储能系统度电次成本的持续降低。
众所周知，1500V电压升级源于光伏，从1000V升级到1500V，光伏行业经历了一个漫长的过程，前前后后超过10年的时间。
2014年，First solar 在全球建设了首个1500V光伏电站；次年，国内的光伏逆变器有突出贡献的公司阳光电源推出首款1500V逆变器，但由于其它配套零部件在国内没形成完整产业链，同时国内投资开发商对此认知有限，因此没有优先在国内大规模推广，被迫转战海外市场。
“5.31”新政后，1500V因卓越的“降本增效”效果让其一跃成为平价主流解决方案。据第三方机构统计，2020年，国内新增大型光伏地面电站装机，1500V系统的占比大约为80%-90%。
在规模化市场的带动下，1500V技术上已经日臻完善。截至目前，从零部件到总系统，国内光伏1500V的标准体系，已经完全成熟。
光伏与电化学储能作为两个相近的产业，光伏系统的电压革命也为储能行业创造了条件。高电压的优势显而易见，从电力电子角度来看，光伏与储能背后共同的逻辑是通过提升电压降低损耗，来提升总系统的效率。
根据阳光电源的测算，储能系统的单位体积内的包含的能量、功率密度将在原来的基础上可提升35%以上，系统成本降低5%以上，系统效率提高0.3%以上。同为40尺的集装箱，用280Ah的电芯组合，1000V的电池最大装机容量为3.3MWh，1500V能大大的提升到4.5MWh，除了PCS、电池、辅助配件成本能够大大减少外，人工、地基和土地成本也会大幅下降。
从2017年开始，国产阳光电源的1500V储能技术开始应用到美国、德国、英国等全球主储能市场。与国外相比，国内储能的商业化起步相对较晚，技术演变也更加迟缓，至今还停留在1000V。“1500V储能技术其实已非常成熟，建议国内有关企业大胆应用，就像当初在光伏电站中应用1500V那样。”在第九届储能国际峰会暨展览会上，阳光电源副总裁兼光储事业部副总裁吴家貌如此呼吁。
国内1500V系统推广滞后，除了没有清晰的收益模式，也跟国内的电力储能标准滞后有关。我国的国标《电化学储能电站设计规范 GB51048—2014》明确要求，直流侧电压应根据电池特性、耐压水平、绝缘性能确定，不宜高于1kV。
而最新的国际标准IEC63056，已经规定了最高直流电压为1500V的电力储能系统用二次锂电池和电池组的安全要求和测试方法。
在很多业内人士看来，随技术的进步，行业标准应修改升级。1500V高压器件在光伏行业的大范围应用，使得直流高压器件已经大幅度降低，这为储能直流1500V系统成本的降低奠定了器件基础，光伏1500V系统的成熟将加速储能1500V系统的落地。
“借助光伏已有的1500V技术平台，储能系统估计两三年之内就会全部切过来，甚至会更快。”阳光电源储能解决方案总监汪东林告诉“储能100人”。
从600V 到1000V再到1500V，电力电子技术往往呈现阶梯式发展，通常是整体技术同时提升后至平稳阶段，然后在行业技术积累至下一个阶段时再次飞跃。
1500Vdc光伏逆变器已经推出数年，经历多次技术迭代。“光伏逆变器与储能PCS在硬件器件方面95%是基本相同的，只是在软件程序上有所区别。1500Vdc的储能变流器在光伏逆变器的基础上改改很快就能轻松实现，难度也不大。”一位逆变器企业的专家表示。
其实更大的难度在于储能系统的复杂性。一般来说，电压升高，风险和安全风险隐患只会增加。首先，现在锂电池单体的额定电压只有3.2伏，与1000V 相比，意味着串联的电芯数量将大幅度的增加，从300多个上升到400多个，最大的问题是它的不一致性；
其次，直流电压越高，更容易对于灰尘沉积导致绝缘不好，电气间隙和爬电间距不够的地方形成电击穿，漏电，从而发生拉弧或触电安全风险隐患。而且一旦拉弧后，由于直流电压高能量大更难以熄灭。
再次，BMS系统、控制管理系统得重新调整，设备与设备之间要重新匹配，从而造成整个储能系统的安全保障难度增加。
一位业内的人表示了同样的担忧，从电力电子的特性来说，光伏与储能在本质上没有特别的差异。最大的差异还是直流侧的安全设计，锂离子电池作为一种电压源，是一个巨大的能量体，在系统的安全设计等方面，难度要比光伏大很多。
作为常年在海外征战的阳光电源，正式进军储能系统集成已经有5年时间。在海外投运的大型储能项目80%以上为1500V储能系统，目前正将海外的发展经验向国内移植，近期将在国内正式投运1500V储能系统。
汪东林介绍，在直流侧管理方面，阳光电源解决一些关键技术难题。除了对电池逐级管理外，在电池模组、电池簇、开关盒、PCS等关键节点采用熔丝进行分级保护，此外，一旦电池侧发生故障，BMS可以直接与PCS联动，实现ms级快速保护，将事故扼杀在萌芽状态。
针对高压直流带来的安全性问题，无疑对零部件的技术及协作能力有一定的要求更苛刻。“对电池PACK、机架绝缘的要求会更高，BMS甚至要求光电隔离，绝缘间距要加大。电缆的耐压将提升至2500-3300V，IGBT晶体管也得从1700V提升至3300V。”一家储能系统集成企业的首席技术官认为，高电压等级间接拉高了行业门槛，有助于提升行业质量，不符合规定标准的零部件在更高电压等级下会更快的暴露出问题。
一直以来，高昂的成本是制约着电化学储能的大范围推广的重要的因素之一，降本增效是行业发展的长期任务。从本质上说，1500V并非革命性技术，但它的诞生对于平静了许久的储能行业无疑是一针强心剂。从技术方案的角度看，1500V储能+1500V光伏会更加匹配，二者有望成为光储融合的最佳拍档。
1500V虽然还处在大家一同推动的起始阶段，还存在一些问题和挑战，但在整个产业链所有的环节共同参与克服下，电化学储能朝着更大电压和更大功率的方向发展，是未来发展的主旋律。乐观者预计，在规模化发展和技术慢慢的提升的情况下，快则3年，慢则3-5年，“新能源+储能”将彻底实现平价。电化学储能的大规模应用，只是时间问题。
