电化学发展的展望

1.优势电化学在日内调节的灵活性基础上具有自身响应速度快、调节精准、无功双向连续支撑、没有选址上的布局限制的特点。因此，新型储能的定位是日内灵活性调节资源。

根据《2022年新能源配储能运行情况报告》：不同地方的配置储能不尽相同，反映了不同的产品特征；例如西北、华北地区新能源配置储能较强，南方以火电厂配储能为主。目前的主要问题为储能技术发展过程中设备的利用率。

2.风险17-18年，我国电化学正式投入市场，有的项目运行好，有的运行得相当惨痛。第一，例如希望该储能系统能够运行十年，如今基本不足三年。这是如今储能电池质量发展存在的问题。第二，电池利用小时数不足。参与商业性的调频项目数在1800小时以上，但实际可能不足500小时。

调节成本问题：六小时扩容的调节成本大约是4毛。目前的电化学调节成本在5.5-8毛。成本所需要的调节与目前的资源不符。电化学的成本调节各方面运行不够好暴露出的问题：①电池本身安全问题。对锂电池安全性不重视会造成严重后果。②普遍的系统中存在寿命过早老化。原因在电池本身的集成、电池和PCS的配合问题、对储能战略的集成都有待优化，同时这也是未来电池高质量发展的重要前提。

3.提升电池寿命的关键是热管理

电化学储能分为四个部分：电池组、PCS、BMS、EMS和其他构成。过去一致认为BMS是集成中最核心的技术，但在这几年发现并不是。因此电化学需要发展，除了提高电芯的质量。19年后，相当多的一线产业电池的单体寿命基本5000次起步，个别厂家可达一万次。但电芯质量的提高不意味着整体电池的性能提高。从电池系统的集成来看，最重要的是实质管理。电池系统集成的核心技术不是BMS，是热管理。电化学反应速度决定电池动态差异及老化速度。

电池衰减速度与不同温度、运行功率、静止功率、SOC动态控制区间及满充满放的机会等都有关。目前，热管理技术的加强是提高电池寿命的较好手段。目前强调风冷需要达到一定的水平，如能达到温控系统的16摄氏度则为好。温差6度，则电池的衰减速度将会相差30%-40%。在该运行过程中，不同电池衰减速度不同，造成动态不一致性。上图说明，各电池之间的温差最好小于2-3度；保证电池的运行环境温度在25度上下。电化学运行与环境温度有很大的关系。

19年后，许多企业开始做液冷结构。例如阳光去年做了传导式液冷的代表性作品。传导式液冷的载体是金属物，需要考虑供膜干扰和绝缘风险。这是很需要考虑的。其他，液冷结构对电场温度分布所反映出来的状况也是做液冷结构需要考虑的技术。液冷本身流体和散热水平的设计已发展得不错。最后，液冷技术的引入有可能导致仓体内的凝露问题。这是我们目前在做封闭式液冷时需要考虑的重大问题。很多一线厂家在液冷方面已经有了很好的成就，但仍需创新。创新点：厂家采用变压器油作为液冷载体，效果好，但体积大，很重，像液流电池，有所违背。

今年进行了PCS的两个标准界定。①储能变流器的标准修订。②储能电站并网技术标准的修订。改动主要在于：

储能系统由过去要求的频率适应性、电压适应性和电能质量适应性的基础上新增了低短路比适应性、宽频震荡比适应性。支撑和调节在电力系统中是两个概念。支撑是对惯量的支撑和对电压的支撑，不需调节；调节是在过后环节做调频。这两个词可能存在矛盾，因此在改造中不一定是完全的电热氧化或电流氧化，而是需要融合配比。

Q：构网化是否需要加过载能力？

储能为系统结构（有惯量、无惯量）提供的发展基础很多。过去很多构网化是改变、控制策略的形式，对于很多电网强度弱的地方，不需要加过载能力。但当提供短路比能量差的时候，需要更强的过载能力。即需要根据实际情况决定是否要加过载能力。如果在西北维持特高压稳定性，储能变流器需要加三倍以上的构网化能力。东部很多地方也需要加两倍左右的构网能力。

如今我们对变流器的一般性要求是过载能力1.3倍，即意味着需要增加过载能力需要钱。并网、标准技术要求需要和运行技术要求、市场经济要求形成较大相关性。如果没有市场，也没有动力进行改造。过载能力市场化需要长时间的过程，也需要试错。如果储能有一定过载能力，利用小时数变高，单价即会变高。目前采取的措施是根据不同时间尺度下的平衡使用不同的储能载体。

储能系统介绍：

储能系统自身为3S 的技术，3S 在工商业和在大基地里面其实是有不同的需求的。所以团队会做融合的 3S 系统，通过融合的 3S 系统来降低其中的冗余度设计，前面提到BMS（电池管理系统）可以通过别的方式来进行功率的调度去降低单个电池包的它内部的由于串联造成的不一致性。

另外EMS（能量管理系统）是核心大脑，PCS（储能变流器）是执行，不存在独立的 3S 的特征，它可以进行高度集成化。我们团队近期可能也会发布一个新的3S架构，到时候大家可以看到我们在中商业侧是怎么做的。现行的EMS 系统很多来源于startup，或者电力调度系统，或者工控设备。现在团队正在推出的是多脑逻辑的EMS 系统，即在云端做很多的算法群，然后在本地端为一个执行层的EMS，一个备用层的EMS。云端系统更强的分析能力，需配备本地端执行力较强的EMS，同时需要一个备用方案，一方面做安全类的预测预警服务，另外一方面做一些经济性的预计，甚至它可以去跟虚拟电厂进行结合来做对应的一些运营调度建议。BMS的简化度是可以进一步提升的，电池管理的核心不是BMS，而是热管理， BMS 起到传感器的作用为回到算法层面来对热管理进行意见建议，这是一个比较短的并且良好的闭环。

变流器在工商业侧的容量比较有限，它的单个项目只能到零点几兆瓦时，现在又由于现在电芯都在往大Ah电芯的思路上在走，那么在这种情况下其实是不是要走高压系统？我觉得这是一个疑问。

虚拟电厂：虚拟电厂真正的痛点是具不具备在一个网站结构下足够多的真实的可调节能力。大量负荷不听控制对于连接大量的分散式的工商业储能来说，恰恰是可以实现群联群控来实现虚拟电厂的一个有效的路径，谁先具备了虚拟电厂集群（分布式储能的集群），谁就能优先搭建虚拟电商平台。

分布式储能有很多的盈利能力提升空间，可以通过云边端协同和不断的数据分析，加上改变运行策略来实现。比如说电价的调节可以基于不同的用户预测用电功率，以及调整它的充放电策略。

电源侧、电网侧、用户侧效益分析：分布式电源侧评审的项目的收益与真实的项目收益间存在巨大差距。需要基于分析和市场机制或政策机制的完善和履约来确保电源侧的项目实现有价值的经济性收益，对于电网侧，由于大量的容量租赁的占比，它的理论的收益率还不错，但实际运行也有待明年考证。对于用户侧来说，基于消防填补和去量控制的两个策略，它能够支撑储能在工商业侧基于市场化的铺设。

项目布局和规划：工商业储能位于上海、浙江和江苏等。对于浙江，除去给客户的折让后，剩下的部分还能完成全投资，收益率15 %左右。江苏大概在 10% 左右。同时我们在快速推进基于储能和充电桩的耦合。零碳物流园区储能上海、东莞、天津、重庆等地，全投资内部收益率11.8%，零碳办公区储能在全国20多省市有布局，收益率11.1%。通过半年多的数据优化和对充电桩、光伏和储能的充放电策略的调整，再加上一些低压端的调整以后，其实它的收益率就提升到了 11%- 12% 的水平。

有专家说风和光的储能在实际应用的效果不是很好，您的感觉是怎么样？您觉得怎么用才能更好？

上午有专家介绍说储能用的不好，是举了三种，一个是火电厂调风，利用率很高，达到1800 小时，负荷侧就是吃峰谷差价这一部分是1500小时，尤其是在峰谷差比较大的东南部地区或者发达地区是是有收益的。现在所说的收益不好是指风光配属这一块只有 500 多小时，新型电子系统前期上游企业就处在一种相对弱势的地位。如果在没有任何收益模式条件下，强行去配储，在这种情况下肯定是没有收益的。之所以还要上，也只不过是通过规模效应把成本降低。分布式的规模比较小，真正的收益还是靠着工商业电价比较高的模式，但是因为它规模小，那它别的成本就会高一点。在这种情况下，除了提高创新增，降低储能的成本，比方说小型化、系列化，降低维护成本之外，因地制宜，根据分布式的位置，是工商业用户还是医院，或者还是园区做仔细的调研，然后精准的计算，这样的话才有可能保证一定的收益。

Q：电源侧、电网侧、用户侧，哪一种方式会更好一些？自己配储更好一些，还是如果有第三方来租用储能更好一些？

我觉得自己配更好一些，要建新电力系统，成本一定会往下游疏导的，如果疏导不下去，东西是建不成的。如果着急建，那就承担一部分成本。我认为将来终端电价各方面会有调整的，包括电网公司的收益也会有所调整。碳达峰、碳中的环保成本是需要由全社会来背的，不能只由新能源企业来背。

Q：山东现在面临最大一个问题，就是声谷电价还是有点长，你觉得配储能不能解决问题。还有今年定价调整对工商业市场造成哪些影响？

截止到2月底，山东的分布式的装机是32. 335GW，有户用有工商业，户用是 21. 23GW，工商业11 GW的。但是有一点就是 32. 35G W里85%的比例是低压并网，行业在做就是电站的时候，首先考虑的就是成本，分布式下一步的这种思路一定是可观、可测、可调、可控，谁获利、谁担责，所以说原先整个分布式的行业从业企业都是一些中小民营企业，或者一些大型市场化的推动的，国家提建议让分布式尽可能跟央国企合作，去承担更多的社会责任。

针对峰谷电价出台了以后，很多人说山东市场完了，我个人而言是不认同的。首先虽然投资收益率比之前低，包括尤其是之前我们建成了很多的存量电站，在老电表里边，体现的是尖峰平谷，没有体现声谷。所以说存量的电站，通过打折的这种模式，电费很难再收取，会产生纠纷问题，可能是利空的。同时风险调整以后，原先的固定的标杆脱硫煤电价变成了标杆电价，就是固定的电价变为现在每个月根据实际的全社会的用电量来定义浮动电价。电价有很大的不确定性，可能在七八月份夏天用电高峰的时候，电价一定会涨。所以说基于这种对电价的不确定性，同时没有参考性（原先可以参考去年的用电量），尤其因为疫情，全社会的用电量，包括企业的经济复苏，所以说现在很难预判用电量在多少。这对投资会有一定的影响。

为什么我比较认可和看好山东针对出政策？第一站在行业的角度，这是利好信号。通过这次峰谷电价调整了以后，1月整个山东省的用电负荷在8500万，然后1月份的前 20 天大约 200万负荷，从晚高峰到以及后半夜调到了中午时段，在没有上任何储能机制只通过市场这种政策的调动，解决了200万负荷的用电的负荷调整，其实对整个电网的这种承载能力减轻了很大压力。利润确实在减少，但是通过市场调节，让未来在终端市场的电网的容量得到了一个很大的提升。原来期盼的就是希望电网来承担相关的责任，建议广大的分布式的从业企业和从业人员，要认识到二次评价的重要性，要让出一部分的利润给地方，作为基础端的配网端投资。

山东调整峰谷电价以后，并没有影响光伏的收益，去利好储能，峰谷价差相比于之前价差确实拉大了一些。由原先的两充两放变成了一充一放，现在是通过市场化的调节机制，随时可以再调整成两充两放。

Q：除了这种光储充的这种应用场景之外，还有其他场景是收益也是比较好的吗？

主要还是因为我们设备和投资是聚焦在中商业，核心还是在储能跟用户荷载，因为光储充耦合不是能够全面铺开的一个方案，基于标准的储能产品和荷载之间更多解决的是它的需量控制问题，就大部分它有需量电费，帮助用户找到他当月最佳的需量点，也就是说来审他的需量的部分。

Q：怎么管控储能的安全？

其实单点技术并不能解决整体的问题。我们在 19 年的时候就决定开始基于算法去做对应的储能设备集成，它能实现云边端协同到电池包电池簇内的消防灭火的问题和热管理的问题。

Q：2023年的正在发生的技术创新或模式创新，或者你期待发生的创新会是在哪里？

A：其实储能是开启整个智慧能源的钥匙，是关键。储能的创新已经从安全性到了经济性，最关键的是智能化，当然安全性、经济性、智能化三个不同层级逐层递增，那么在过程中，创新如何能够适配好节奏是个很难的一个问题。