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广州智光储能科技有限公司董事长姜新宇受邀做大会主题报告，题目是：储能系统全生命周期成本控制的策略与思考。
姜新宇
姜新宇：各位好，今天利用这短暂时间把我们智光储能在储能系统全生命周期中有关储能价值挖掘的方法与思考，和大家分享一下。
刚才很多嘉宾已经谈了“双碳”背景下，未来储能市场是可期望的，也有领导引用数据，说未来储能系统的度电成本会降到每瓦时0.1元~0.2元的期望值。那么，为适应和推动储能的规模化发展，如何去进一步降低储能系统的成本，是我们必须认真思考的时候了。
（图示）这是两个案例，左边是高压级联型技术路线运行的储能案例，右边是常规低压的储能案例。在今年3月份，我们对这两个案例做了一个容量核定实验，两个案例的运行时间都是13个月，大家可以看到，系统整体效率，案例A是91.25%，案例B是86.4%，也就是说，在高压大容量化之后，系统整体的效率确实得到很大的提升。关于容量利用率的数据，这反映了整个系统我们要获得同样多并网电量的情况下，电池容量利用率较高的储能技术方案，电池初始安装容量是不是可以更降低一些？从这两个案例对比可以看出：在获得同等并网电量的条件下，不同技术路线的储能系统，其效率、电池安装容量、寿命等都有差异，那么其全生命周期过程中总成本肯定也存在较大的差异。
为进一步阐述成本控制，我们首先得对一些概念梳理一下。第一，放电深度的概念。我们知道放电深度对于电池的寿命是有影响的，但我们采购回来的电池标称容量与实际容量有时候有较大差距，那放电深度90%或者100%有没有比较的价值？放电深度100%一定比90%的质量更好吗？通过我们实际使用电池情况来看，很多电池标称容量是一个值，但是实际容量可能是另一个值（额定倍率下偏大或偏小都有可能），而且不同厂家差异还比较大，那我们在采购电池的时候就会存在一个价格与容量比值的判断问题，这会影响大家对电池的选择。另外现有的SOC和SOH的测量与计算是否准确，如果数据不准确，那储能系统的放电深度就是一个虚幻的数字概念而已。单体电池我们可以定义充放电深度，但组合成大电池堆之后，整体电池堆的放电深度又该如何去定义（因为各电池运行不一致）？个体的放电深度跟电池堆的放电深度完全是两码事，我们储能电站的放电深度到底要控制什么？控制了什么？第二，电池成组后整体寿命与可输出电量的衰减因子如何建立模型？成组后的电池堆如何控制其中局部的单体电池不超倍率运行？储能运行到中后期后，由于电池单体性能差异显著，BMS均衡策略是否还有实际效果（SOX已经无法准确估算了或者电池能量已经无法均衡一致了）？各电池温度的均衡控制方案与实际效果具体如何等等这些都是需要去关注的。第三，系统能量密度，在安全问题顾虑之下，我们单体集装箱电池能量是不是真的是越大越好？实际工程中我们是否更应该看重场站能量密度而不是单体集装箱的能量密度？单体电池堆容量现在越做越大，剔除安全性考虑因素，电池实际运行一致性肯定是越来越差，是不是意味着实际并网电量会进一步降低？且随循环次数增加呈现更加陡峭的电量衰减趋势？如果这样，储能系统每次循环的实际并网电量就减少了，对于投资者而言投资回收期会拉长，也影响了收益率。电池堆构建方案对电池容量利用率及电池堆整体寿命都有很大影响，有时候有限的理论投资收益会因为方案的选择不当而被全部吞噬掉。第四，系统效率与系统集成。储能系统的效率每增加1%都是一个巨大的进步，安全保障的前提下，尽可能选择更高效的方案，因为目前很多项目还无法实现真正的盈利，那效率的提升实际就意味着收益率的增加。最后一点就是电池产业发展到现在，我们十分希望前端企业能够在电池的规格、尺寸、容量方面做一些规范。现在各个厂家电池容量、尺寸完全不同，在储能将要规模化发展的时候，这个对储能系统的成本控制是一个巨大的障碍，尤其是后期部分电池的更换，我们还能找得到同样的电池吗？至于不同厂家的技术特点及差异，可以在同等尺寸下把寿命做的更长或者损耗做到更小，这样反而会有更多的集成商会认真选择更好的产品。还有就是过去很多客户招标时都对储能系统的安装电量提出要求，我今天要强调的是：其实安装电量对客户并不重要，客户真正要关心的是储能系统能给他提供多少电量，所以说在成本控制或者选型的时候，应该是以并网电量作为一个性价比考量点。上面这些因素都是影响储能系统成本或投资收益十分重要的方面，这些因素往往又互相交错，相互影响，我们发现要做好储能系统并控制好系统成本，最后面临又不得不重点关注的问题是：如何使得储能系统摆脱牵一发而动全身的不安全境地？这是我们需要去思考的。
储能价值挖掘的目标设定，如果从制造的角度考虑，我们更关注度电成本的控制，将储能系统全生命周期可并网电量与全生命周期内的总投入的比值控制到最优。而生命周期内的投入包含初始投资成本、运维费用、退役处理成本和电量损失成本，这要站在整个生命周期进行控制，初始成本低的系统可能全生命周期成本反而更高。另外从投资角度而言，度电收益是重要考量，度电收益会依据不同场景及政策的不同而表现出十分大的差异，这部分我就不多讲了。所以总的来讲，综合度电成本及度电收益之后，最终关注的是单位成本收益，尽可能提高单位成本收益也就是进行价值挖掘是要多管齐下，且需要在一个较长时间跨度内谨慎思考的。
价值挖掘的手段和方法主要考虑如下几个方面：
第一，电池的选型。第一个关注点是电池的大小之辩，我们现在在争论到底是单体大电池好还是小电池好？我这里的大与小没有具体界线，依据当时期的技术水平而定。目前我们能简单比较的是，一个大电池如果用两个一半容量电池来代替，是不是两个一半容量的电池实际散热面积会比一个单一的大电池会要大？在这种情况下是不是单个大电池在实际运行中内部温度会更高？如果内部温度更高的话，这会不会对它的寿命影响更大呢？所以这方面需要我们的电池产业在这方面进行更多的研究，为后面环节的应用提供更多的支撑数据，也是为了更好的延长电池的实际使用寿命。具体来说比如每个单体电池其内部电池芯子到壳的热阻参数是怎样的？它有什么样的变化规律？不同容量的电池，当壳温相同时，内部温度的不同对它们的寿命衰减影响趋势是怎么的？同一个电池，当外部温度不同时，其寿命衰减规律又是怎样的等等，如果能获得这些参数，应用单位就会依据这些曲线或者参数结合合适的温度控制策略使系统寿命更长，很可惜目前还看不到这些对应用很重要的参数，目前的现实情况就是几页纸把电池的几个表征参数表述一下，这是远远满足不了应用要求的，很多对应用很重要的参数是看不到相关数据的，这是我们最为担忧的。我们使用IGBT，一个小小的IGBT，其各种工况下的性能描述及曲线都是非常清晰具体的。储能系统的问题，在运行的中后期更突出了，那单体电池容量不同，同等运行外部工况，内部实际温度存在高低不同，温度高的会不会带来更大的不一致性？从我们的实践经验来看，同等外部环境控制条件下，感觉用小容量的电池可能能更好的控制电池内部的温度，更能保证电池的实际使用寿命，当然用大电池可以降低系统初始集成成本，也可以避免电池在簇内的直接并联，所以就要平衡初始成本与系统寿命对投资者的实际影响，看哪个有利，当然这些都要深入分析，得出结论并不容易。第二个关注点，寿命之辨。很多电池厂家，对外宣传时讲一个寿命参数，真要签合同了，又变成另一个参数值了，或者电池实际使用时寿命衰减过快，又把责任推向环境温度影响（当然温度是有影响的），到最后反正是厂家没有责任，所以刚才为什么讲电池企业一定要研究并提供壳温与电池寿命的关系曲线，因为实际使用时是不可能严格控制在测试温度下的，我们实际选型时可以依据电池的温度特性，选择基于现实温度条件下更长寿命的电池而不是标准25度下更长寿命的电池，这里其实就涉及到电池的工作温度区的概念了。而对于应用者来说要辨识单体电池的真正而非理论寿命，明确单体电池寿命与壳温度的辩证关系，尤其是电池内部温度场分布的数学模型，对于我们选择单体大电池还是小电池的决策并尽可能挖掘电池的潜力，使得其在生命周期内提供更多的输出电量是很有帮助的。
第二，电池系统集成。电池系统在集成的时候会遇到很多的问题，举例来说，单簇使用、两簇并联或者更多簇并联使用，容量利用率会显著不同，电池堆寿命也会不同等等。因此我们说电池的组合应用方案直接关系到全生命周期内的可放电量及系统安全性。选择合适、可靠的应用组合方案而不是基于初始投资的评价更有意义。电池组合成堆之后，在一致性保障方面，要重视电池运行一致性的外部保障方案，对于提高电池堆整体运行寿命起到关键作用。在温度控制方面，密切关注环境温度均衡性对电池运行一致性的重要作用，不同运行环境温度下的电池剩余寿命差异较大。在簇成组方案方面，环境温度均衡性不是电池运行一致性保障的充分条件，比如两个直接并联的电池，环境温度可能相同，但运行可能会不一致，这就要求选择初始一致性较好的电池，所以无论从哪一方面来讲合理的组合方案需要能冗余电池本体与外部一致性的不足，达成延缓电池堆寿命以提升经济性的目标。在超倍率运行控制方面，要严格控制与监控电池超倍率运行的工况。在储能系统运行中后期由于电池单体性能差异加大，部分电池超倍率程度会加剧，会显著降低电池堆单次可输出电量，并加剧“劣币驱逐良币效应”，并可能诱发安全事故，因此储能系统在运行的中后期的管理十分重要，但这一切，都跟初始的电池堆组合方案密切相关。
第三，BMS的管理与选择。BMS在储能系统成本中占比很小，但它对整个储能系统的全生命周期成本影响很大，我们要提升BMS对于SOC、SOH等重要参量的估算准确性及加强策略研究，同时要引起重视的是储能系统运行中后期，由于每个单体电池剩余寿命都不同的时候，不当的BMS策略可能导致电池电量的反向“均衡”作用，会让系统变得更不均衡更不好用，这个是一定要仔细观察对比分析的。要结合不同的电池成组方案，选择合适的均衡方法，充分发挥主动均衡与被动均衡各自优势，要注意主动均衡方法中对电池能量的搬移其实是一个非常复杂的算法及过程，因为每次搬移实际就是电池能量的重新分配，而电池能量是动态变化的，尤其面对一大堆剩余容量不同的电池，即使在SOX计算准确的条件下，能量的多次均衡分配策略是需要十分考究的。
第四，重视电池堆运行温度管理。电池堆的构建方案实际已基本确定了电池运行温差了，前面已经反复提及。对于电池而言，不同运行温度就意味着不同的剩余运行寿命，一般而言温度差距越大，寿命差距就会越大。我们归纳了几个点：第一点，电池堆物理尺寸越大，越不容易做到温度的均衡管理，空调分布式位置及风流速度、方向控制十分重要，但这些都要动态控制，会有很大的难度，甚至因为外部气温的变化、光照方向的不同，都要调整控制策略，但这其实很难做到，并且电池堆温度差异最大的时候并不一定出现在天气最热的时候，或者一定是系统满功率的时候（很多人容易形成这种思想误区）。对于水冷而言，由于管路布局问题，本质上属于串行散热（即前端热量会影响后端的散热），入水温度及回水温度差控制十分重要，温差越大，电池实际运行温度就差异越大，冷却水母管的配置、水流速度及流量控制需要引起足够重视。第二点，由于电池温度不均衡，会导致其内部参数尤其是内阻差异变大，从而导致同一电池堆中各电池运行倍率不同甚至部分电池过倍率运行（大家常说的环流现象实际就是电池运行倍率不同），随不同的现场及实际温差而呈现不同的严重程度，运行管理过程中合理管控温度及均衡性控制也是提升电池堆整体寿命与经济性的有效措施。第三点，簇内温区管理比簇间温区管理更重要，合理分区，减少被散热体体积是有效措施。第四点，温差管理与储能电站布局、甚至日照也有十分密切的关系。
第五，选择合适的系统集成方案。我们要改变对系统集成的观念，不要简单认为系统集成就是组装。系统集成方案及技术路线其实也是储能系统的核心要素，影响到整个储能系统的安全性与效率指标等。从系统集成的角度来讲，要特别注意如下几点：第一点，不同系统集成方案从并网点来看效率有较大差异，大概位于83%-91%之间，差异还是比较明显的。第二点，我们不应该过度强调和追求单电池舱能量密度的最大化（基于安全性以及温度的均衡控制考虑），但要合理分舱设计，减少场站整体占用面积，提升整体场站能量密度。第三点，不同的技术方案对土建、施工以及用材影响比较大，不能只比较储能设备的价格或成本。第四点，注重并网性能参数对辅助服务的影响，不同性能指标的储能系统，对辅助服务的适应能力是不同的。未来辅助服务可能是支撑储能长期发展的因素，因此要充分研究不同型式及性能的储能系统对辅助服务的响应能力。第五点，运行环境温度高低与均衡性的整体保障，依据不同的技术路线而呈现较大的差异，对于储能系统的价值发挥有重大影响。我们的观点是环境温度的控制与均衡性保障可能比选择更长寿命的单体电池更具有经济价值（单体电池寿命相差不很大的情况下）。怎么样让整堆电池寿命更长，这是我们做系统集成和选择方案时更应注意的重要内容。
第六，制定谨慎周全的运维策略。第一点，温度监控与修正。这部分刚才已经提到了。第二点，运行性能较差电池的准确识别并及时更换，这点对保障电池堆的安全及寿命具有重要意义。第三点，及时补电或者放电。在运维过程中，对于电池电量的大数据管理及人工识别也是非常重要的，及时补电或放电对于提升单次循环充放电量有重要影响，也能加速投资回收期。第四点，严防电池堆中局部电池过倍率运行，这对整个储能电池整体的寿命及安全性具有非常重要的作用，所以我说未来整个储能电池寿命的延展，一方面是靠电池本体，另一方面，更依靠电池堆方案、温度控制及日常的维护。第五点，运行策略。包括整个电池堆的整体充放深度及一致性管理方案、BMS电压保护设定策略及严格的运行倍率控制，但电池堆整体运行倍率与其中的单体电池运行倍率是两个概念，实际运行过程中要及时发现电池堆中哪个电池已经超倍率还是较为困难的，尤其是有电池直接并联的应用场合，因此需要从BMS的一些运行参数进行综合判断，也需要有这方面的专业运维管理人员，否则由于过倍率所触发的一些异常情况及不利影响将是非常严重的，所以我们要制定合适的运行策略以及对应的BMS保护管理策略。
综合来讲，储能电站建设过程中三个阶段的关注点概要如下：
第一阶段—建设阶段：一是方案不可跟风，模式不能简单复制。要因地制宜，根据需求特点选择合适的方案，制定适合运行需要的策略。举例来说：并不是火储调频就一定是2C方案，新能源电站就是0.5C等等。二是特定电池选型之后，电池簇成组方案是储能系统整体寿命及安全的重要技术保障，要把好储能系统方案的第一道关。三是建立全寿命周期经济性评估方法以及整体最优控制的评估模型。
第二阶段—运行阶段：温度的均衡性与绝对值控制是储能系统寿命影响的重要因素，温度的差异化，会导致电池内阻变化不同进而影响电池剩余寿命，剩余寿命不同的电池或电池簇并联运行又会导致局部电池超倍率运行，从而引发更大的温差及更大的剩余寿命差，要明白超倍率运行是电池加速老化以及安全问题的重要诱发因素。同时，要确保BMS在储能电站中后期的正确作为，仔细分析中后期阶段BMS是否起到预期作用。
第三阶段—退役阶段：合适的处理方案与处理成本控制，未来电池的退役处理将可能进入付费阶段，不同的处理方案其处理成本是有差异的，现有收益核算模型也需要关注这点。
最后用几句话介绍一下智光储能，我们智光是级联型高压大容量储能技术的倡导者和践行者，致力于以更高效、更安全的级联高压直挂PCS拓扑结构为大规模化储能电池的安全应用提供先进的集成应用方案。目前公司高压级联型储能已在国网、南网、华能、华电等企业中应用超过160MWh，该技术显著特点是整个系统在无电池簇及电池并联情况下，10kV系统单机容量可以在10MWh以上，系统安全性、整体寿命大幅提升，系统效率相比现有系统提升5%以上（0.5C倍率下数据）。由于单机容量大，非常适合于目前100MW等级大容量储能电站的建设，希望和各位同行有更多的交流。以上的个人阐述也仅代表个人观点，不当之处敬请大家批评指正。
谢谢大家！
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