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演讲全文如下：
我的报告是“退役动力电池商业化应用实例分析及商业模式探讨”。分五块：一是公司情况介绍；二是公司业务和公司产品的情况；三是我们的退役动力电池储能梯次利用方案；四是案例介绍和案例通过几个月实测的数据，这几个案例都是今年上半年投运的，把实际运营下来的情况和诸位分享；五是退役电池储能业务如何进行商业推广和应用的探讨。
我们公司是2011年成立，成立之初主要是做逆变器、光储混合逆变器等的研究，去年之前我们的国内业务以示范项目或者高校合作为主，国外项目以在欧洲、澳洲等户用的系统为主，所以我们的产品也是得到各项海外市场的认证。我们业务线很清晰，海外业务是我们一直从事的，去年开始部署国内业务，海外业务是户用的单相箱、三相标准系统，上面3-10KW标准系统，储能一体或者光储一体，另外我们有3-20KW功率级变流器设备，客户根据需要可以灵活配置电池，或者根据客户需要我们来配置电池提供成套系统。去年开始，我们以分布式储能为支点，智能微电网，离网系统也是逐步铺开。退役电池储能梯次利用是我们在国内主推的一种技术路线。
退役动力电池系统，我们以中小功率等级的变流器，从18-30KW变流器为核心的管理单元，构建电池容量90-180度电的基本储能单元，90-180度电可以涵盖市面上所有的纯电动车型。根据项目的需要以及现场的空间，我们主要在工商业用户侧做这块，系统是模块式组合，我们以最基本单元为主，一个、一个单元并联，从小系统合并成大系统，系统可以是20KW左右为基本单元，可以做到MW级。大概看下来，按照我们常规的做法，每个40尺的标准集装箱可以装满MWh级的储能电站，大概180KW，有9套基本单元共1.1MWH。
这是我们做梯次利用方案的基本架构，几个基本单元并列在一起，每个基本单元是独立成簇、独立运行，也可以根据电池特性不同独立设置控制策略，所以我们的系统对电池的来源途径是很开放的，可以是电动大巴，也可以电动物流车，或者乘用车的电池，把几块电池包串联在一起，根据电池性能指标状况串成一个系统。通过构建网络级的储能系统监控平台，可以实时对多个（每个相当于一个独立的）系统进行集中控制，这和集中式储能的实现同等的功能。换个角度看，大家可以把它看作多支路并联在一起的集中式系统。以储能系统的基本单元来介绍这个系统。
整车电动汽车退役动力电池组大概10-200度电都有，我们直接用这个电池，保留原来的BMS和结构设计，程序上做更改和重新配置。电池双向功率变换器可选3-30KW不等，根据电池的指标来配置PCS。储能单元监控，原来是一个变流器旁边都监控单元，现在把变流器和监控单元做在一起，一体机的形式。
我们的方案和目前市面上常规方案的区别，目前国内退役动力电池的成熟方案，一般是从电池包拆解、电芯筛选、电芯配对成组、电池包等，从这个过程下来，除了拆解过程的风险，它其实是重新定义一款产品，而且这个产品的原料保障是比较差的，这款产品整个下来我们之前了解过，这个成本也是下不来的。与其成本下不来，还买有隐患或者原料有问题的产品，经济性等很多条件还是不满足大规模推广应用；我们不拆解电池包，直接使用，以一辆整车的电池为标准电池簇，构建基本储能单元。退役电池不是有故障或者什么就退下来，它是因为整体容量衰减或者单体电芯指标变异等因素退了下来，我们让它换一个场合再集体作战，他们还是有一定的协同作用的。根据我们运行测试结果，在受控条件下，不是按原来的功耗运行，一辆整车大巴一百多度的电池容量，其电芯的电压差在20MV以内。二是利用基本监控单元和原有BMS进行系统集成。三是选择合适的中小功率PCS构建分布式基本储能单元。四是以分布式安装，集中控制为原则构建更大的系统。
接下来讲几个案例，这些都是项目实际运行数据，大家可以看一下。首先说明一下目前项目的确定性收益来源，一是需量优化方式，前提是用户必须和电力局按照需量结算基本电费，用户侧有很多是按需量计费的方式，这里有一条复合曲线，按照最大需量的预计，运营人员会向电力局申报最大需量，一般是预计峰值功率乘以30%-50%，会按照图上的红线来申报需量。我们储能加上去，实际上输出曲线变成绿色的条，可以把供电负荷线拉下来。按照国内基本电费是每KW38-48元/月都有，这个节省量还是可以的。有些地方基本电费的节约量就比按照削峰填谷给用户分一成的方式还可观。这个和前面的容量一样，180KW/1.1MWH，这是车上直接拆下来的电池包，没有做任何拆装。电池簇比较复杂，它有8个电池，大小不一样，8个电池一簇。右边是我们的监控管理系统。设计寿命是15年，基本上我们按照2500-3000退役电池运营的循环次数，到运营满8年更换电池再运行一遍。这是我们这个电池系统设计的方式。还有一个是设计成25年，退役电池换3拨，电力电子器换2波，取最大公约数方式来做，我们不断探索，采取最优组合方式。
这是9月份的项目运行报表，它是逐时的情况。9月1日到9月30日，充电量34801度，9月充电总费用1万多，放电量是下面这个。我们考虑集装箱照明和空调额外的损耗，按照放出去的电量除以充电量，系统的效率是85%，其中变流转换和电池充放电系统效率是89%，刚刚中天案例提供的数据是87%左右，大概也是这个范围内，差不多。我们每天充电1100多度，放电977度，9月份总收益2万多，一年下来是24万的收益。这是工业的项目，国庆节放假只有3天不能做到全部放完，其他时间基本上每天按计划满充满放，做一个循环没有问题，日均收益700元。运营期内我们做了测算，按照15年运营周期，运营满8年换电池，现金收益情况。基本上到第五年还有现金流没有转正，第六年转正，第七年、第八年有收益，然后换电池有追加成本，后面基本上都是净收益期。
这是上海一个商业的项目，刚才的项目在江苏，江苏的峰谷电价差是0.78元，上个月改到0.75-0.76。商业项目比工业项目每年的运营时间短一年，那个一年用到350天，这种的大概是320天，但是峰谷电价差大，我们按照削峰填谷等方式做。需量方面最开始它是按80kW申报，现在是50kW，在过渡季节甚至可以往40kW下减。收益情况基本上和上一个类似，这个项目的容量和配置是那个大集装箱的项目1/10，这个每年收益2万多，项目没有配集装箱，整体系统成本会节约很多，项目回收期在4.5年左右。
我们做这个事情的体会和大家探讨。
一是以能量型退役动力电池为基础，加入功率型甚至调频型的储能系统构建混合型多功能智慧储能电站，可以大幅度降低系统整体成本，同时满足多层次、功能丰富、配置灵活的应用需求。
二是以纯电动乘用车电池为基础，构建小型户用系统，我们想把国外的方式引用过来，供非居民电价条件下的商住及酒店公寓应用。
三是以用户侧分布式储能为基础，借助电动汽车等移动储能装置，构建点对点能源网络使配电容量及电能共享，以及储能电池的共享成为可能，实现绿色能源及错时低价能源的二次再分配。
四是利用储能为电网，尤其是低压配电网提供支持将衍生出能源领域新的业务。
五是峰谷特性明显的城市建成区开发完备区域的虚拟电力容量扩展，避免变压器升级及线路改造。电力系统需要实时平衡运行特性决定了源荷共体的储能系统将不断衍生出新的商业模式。电能从产生的时候是一种系统资源，看放在什么地方，放在什么时间，它本身的价值取决于它所出现的时间和空间，储能系统恰好能处理电力能源的时空技术转换。还要结合电网通路和点对点的网络。
随着电动汽车的技术发展和投产扩大，储能系统成本有望持续下降，哪怕下降曲线趋于平滑，退役动力电池的量后几年爆发是可预期的，我们这块的成本会接着前几年锂电池的趋势会继续往下降。国内用户侧工商业储能系统的规模化开发条件基本成熟，度电成本，我们说的寿命期7、8年度电成本，按今年的系统成本在0.5元左右，基本上超过0.7元的峰谷电价差的条件都是有价值做的。退役动力电池的货源越来越多，这是降价空间。随着配电侧的改革，储能带来的外部性收益可以量化，转化为经济回报。我们愿意和新能源车企和动力电池厂一起来携手推进，包括高校等。
我们也提供一些类似于像项目的直投，设备租赁，合同能源管理等方式灵活的合作方式，目的是把这项有经济回报价值的业务更多推向用户侧，让更多的客户享受到这个服务和收益。谢谢大家！
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