中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。

大会组委会邀请能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司常务副总经理苏麟做《电化学储能系统集成技术发展思考》主题报告。以下为发言主要内容：

苏麟：大家好，分享一下关于电化学集成几点思考，首先介绍一下公司，我们公司的全名叫能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司，今年8月份在上海的徐汇区完成注册的，是由电力规划设计总院控股，宁德时代、江苏电力设计院、华东电力设计院、中能装备参股的国有控股的合资公司，主要是面向储能的行业政策、技术标准、大数据平台、核心产品技术、检测技术等开展研究与咨询业务，提供全过程系统解决方案。

新型储能是助力双碳战略目标实践的重要支撑，这也列入十四五的规划和三五年远景目标的纲要，新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和重要装备，这一点毋庸置疑，在近三年我们也非常欣喜看到国家各个部委包括地方出台了很多关于新型储能的政策要求，尤其在今年，国家发改委、能源局花了比较大的精力去研究和制定储能的相关政策和管理要求。

新型储能也是打造能源技术竞争优势的重要路径，是结合双碳目标实现能源科技革命的关键环节，同时新型储能不光在中国发展的非常兴旺，这是一个全球化共同的进程，在海外也是非常火的。

新型储能也是我们能建集团的发展战略目标，围绕“30.60”系统解决方案“一个中心”和储能、氢能“两个基本点”开展新型电力系统技术研发与业务开拓。去年全球总共新增的电化学的装机7个GW，占到所有储能类型的57.6%，首次单年突破7GW，在绝对量上已经超过了抽蓄的装机。在国内市场方面，新增的装机是1.8GW，占总比例24.9%，同比增长18%，累计突破5GW，其中在近三年新增的功率装机占比达到80%，其中锂离子电池仍然是在新增的装机里面占据了绝对主导的地位，这是大概的行业现状。

在应用场景方面，根据权威机构的统计数据，储能的应用场景以新能源侧储能、共享储能、电网侧储能应用为主，这三者应用占到总体装机的90%以上。从最近两年各个地方的规划和建设的情况来看，其实际进程比国家要求的“十四五”期间不少于3000千瓦装机的要求更快。

储能技术路线呈现出的多样化的特征。在以下表里列举了目前新型储能的几种主流方式，包括今后潜在发展的主流方式，包括比较有代表性的长时储能类型压缩空气和全钒液流储能，短时储能飞轮和超级电电容，中等市场储能中锂离子电池储能占据绝对主导地位，钠离子电池储能也在进一步发展，应该说多种技术路线正在逐步从示范走向商业化。短期内能够等量替代锂离子电池储能的技术路线短期内还看不到。

从去年下半年开始，电池原材料价格的快速上涨导致电芯、系统成本的大幅上升，在一定程度上影响了一部分项目的正常开工。长时储能从规划的容量和实际的需求来看，缺口还是比较大的，主要受制于电价政策、建设成本和技术的成熟度。

新型储能的度电成本普遍高于抽蓄，需要不断发展降低其造价。高安全、长生命、高可靠、低成本和易回收是目前储能行业的共识和追逐的目标。根据国家的相关要求，到十四五末储能的系统成本需要降低30%以上，同时要开展国产化元器件的替代，应该说要实现这个目标还是有很长的路要走的。

接下来谈谈储能集成的几个难点和解决措施。

1、优化初始投资成本：能系统的初始投资成本高是制约储能商业化、规模化应用的主要因素，通过将直流侧最高电压由1000V提升到1500V，以单套40呎步入式电池舱（风冷）为例，直流侧输出能量由2.5MWh提高到3.5MWh左右，非步入式直流侧输出能量最大可达5MWh左右，PCS额定功率由630kW提高到1725kW左右，极大的提高了功率和能量密度，减少设备数量和建设成本，结合大容量电芯的使用，有效的降低初始投资成本。

2、减少短板效应：常规集中式储能单元由大量的单体电芯串并联而成，簇内电池的一致性和簇间环流影响储能电站全寿命周期成本，影响储能系统安全、寿命等指标。通过电芯的成组筛选、储能系统拓扑结构的合理设计、高效的液冷热管理系统、电池管理系统的均衡功能和充放电管理以及运行方式的合理设定来提升电池成组后的系统性能、使用寿命，减少因大量电芯串并联后的形成的短板效应。

3、改善运行温度差异性：温度的差异性在长期运行过程中对电池衰减速度的影响是比较明显的，行业的技术路线逐步在向液冷技术方向发展，很多示范工程采用非步入式结构，占地面积大概比传统风冷节省四分之一到三分之一。它总体的特点是能量密度高，综合成本低，放电深度高，电池衰减小。设备采购成本略高于风冷系统，整站建设的综合造价与风冷系统相当。液冷系统在长期运行中的站用电损耗较低，在运行成本和系统稳定性方面较风冷系统有一定的优势。

4、避免簇间环流：由于电池额定容量、电压、内阻和衰减特性的差异，常规集中式储能单元电池簇间存在环流的影响，造成储能系统的可放电能量减少，同时带来安全隐患。储能单元拓扑一般可通过采用级联型拓扑结构或在电池簇回路增加DC/DC变流器等方式避免簇间环流。

5、提升电气安全：随着直流侧最高电压1500V储能系统的普及，储能电池串并联数量的增加，储能单元直流侧短路电流也急剧增加，给储能单元的直流侧设备选型和安全运行带来影响。通过减少电池的串并联、电池簇设置DC/DC、级联型或组串式PCS等减少直流侧短路电流；直流侧开关一般采用断路器或熔断器+负荷（隔离）开关的方式进行短路保护和检修隔离。

6、提升消防安全：消防安全仍是当前电化学储能行业的难点，采取“预防为主、防消结合”的理念。常见措施有：电池舱设置H2、CO可燃气体探测器，感温感烟探测器，与BMS、空调、排风系统等联动；电池舱设置防爆型通风装置；电池舱设置水消防、七氟丙烷、全氟己酮、细水雾等消防设施；设置全站消防给水系统。

7、优化通信和控制技术：大型储能可实现一次调频、快速调压、源网荷储紧急支撑等快速响应能力，一般通过配置PCS协调控制器，实现多台PCS的快速和同步控制以及毫秒级的调节功能。PCS、BMS可采用IEC104、IEC61850等规约与站控层进行信息交互，通过统一规约提高通信速率和监控网络的可靠性。

8、解决环境适应性：目前我国在三北地区和沿海地带建设新能源大基地，如：光伏治沙、海上风电等，其设备运行环境非常恶劣，需要考虑高海拔、低气温、强腐蚀、强风沙这几种典型的环境因素并采取相应的设备防护措施。

最后谈几点关于集成技术的几点思考。

1、电化学储能集成技术迭代速度快、多专业融合度，储能系统集成应立于安全为基础，以提升运行可靠性和降低全寿命周期成本为首要目标，重视元器件的国产化；

2、储能系统的集成技术应适应新型电力系统的特征和需求，系统化构建满足调峰、调频、应急响应等场景的“三电架构”，加强对新型电力系统的支撑能力；

3、电池荷电状态的参数量测、计算分析是难点，准确地荷电状态判别是电池有效控制、保护的基础，需要在传感技术、数据分析方面继续发展。

4、重视运行大数据的价值利用，避免掉入“数据坟墓”，有效的数据利用可以为电站运维、设备技术的迭代升级带来最直接的共赢价值。

5、变流技术是实现电池均衡、功率控制、系统支撑的关键，应综合各个技术路线的优劣势以全局目标最优的方式发展进步。

6、电池热管理技术是主动安全、长寿命、高能效的基础，应结合技术、成本、运维方便性综合考虑。

7、电芯质量与系统集成同等重要，系统集成细节的差异性较大，需逐步总结运行经验，建立精细化的行业标准，并在理念上从关注“建设成本”向全面关注“全寿命周期综合成本“转变 。

以上就是我本次主题报告介绍的内容，敬请大家指正与交流，谢谢！