“未来几年，构网技术将成为宁德时代重要研发方向之一。”
作者丨马诗晴
编辑丨马广宇
9月以来，全球储能行业接连烧了三把火。
曾经全球最大锂电池储能电站、美国加州蒙特雷县的Moss Landing储能电站又一次起火，约1300块电池模块被烧毁。这是该电站投运以来，五年内发生的至少第五次火灾。
几天后，韩国电力公社电力研究院园区内的储能系统起火，28个电池包烧毁。
紧接着，美国南加州一处储能设施发生热失控和小规模爆炸，触发当地大范围疏散和就地避难指令。
三起事故统一指向储能系统安全这一敏感问题。而要降低安全风险，关键是尽可能在并网前发现隐患。
目前在业内，储能安全仿真测试是常用手段，但仿真模型也可能出错。
厦门实证储能科技研究院院长陈小波透露，在宁德时代英国项目中，就通过第三方核查发现过仿真模型错误。只有仿真叠加实证，系统隐患才有机会在并网前暴露。
而在安全验证之外，储能项目还要面对长期运行和收益问题。“电池寿命现在可以做到20年，但电力电子设备要达到同样的寿命还比较难。”宁德时代储能技术中心主任吴殿峰表示。
电池负责储存能量，PCS等电力电子设备负责转换电能、连接电网。任何一方提前老化，都会增加维修和更换成本，直接侵蚀系统可用率和项目收益。
在吴殿峰看来，行业必须重点提升电力电子设备的寿命，尽量与电芯拉齐，避免客户在项目运行第10年或第15年，还要自掏腰包换设备。
寿命之所以成为问题，是因为储能项目是一门算账的生意，它靠参与电力市场交易获得收益。对投资者而言，储能是一套设备，也是一项资产：要长期运行，要持续创造回报。
为了增加收益，除了延长使用寿命，还可以通过降低成本。当前，行业的一致动作是做大电芯容量、扩大系统规模，以规模换降本。
宁德时代国内储能事业部首席技术官林久标却表示，这种收益增加并非没有边界，电芯容量提升随之而来的还有发热问题；系统规模做大后，运输、吊装等成本也可能吃掉一部分降本收益。
如何在安全、成本和长期收益之间找到平衡，成为系统研发必须回答的问题。
与此同时，构网技术和人工智能数据中心（AIDC）等新领域还在抬高门槛：储能既要帮电网保持稳定，也要跟上数据中心用电的快速变化，还要守住供电切换和消防安全的底线。
从电池和电力电子设备的寿命匹配，到规模扩张中的成本与安全取舍，再到实证验证和新场景应用，储能行业面对的是同一个问题：如何让系统经得起长期运行，并持续兑现项目收益？
近期，宁德时代举办全球开放日储能专场。在小范围沟通会上，宁德时代储能技术中心主任吴殿峰、厦门实证储能科技研究院院长陈小波、宁德时代国内储能解决方案首席技术官林久标与雷峰网等媒体交流。以下内容经不改变原意的编辑：
01
电芯容量、电站规模不是越大越好
问：围绕储能的3S（EMS、BMS、PCS）系统，宁德时代做了哪些工作？怎么看3S系统未来的技术研究方向？
吴殿峰：宁德时代也布局了自己的3S系统，初衷是希望把电芯最好的性能发挥出来，而不是用公版的东西统一算法去管理。
3S系统里，储能的电池负责能量存储，功率转换器PCS负责能量转换，上面一层的EMS负责能量管理和调度。现在在国外可能还涉及自动交易模块，基本上这四大块。
我们有一些基本逻辑是在电力电子上，主要追求三个维度。一是可靠性，功率器件是比较脆弱的，容易受到电击穿，也容易受到热击穿。所以我们没有一味追求成本，而是更关注怎样提高它的可靠性。
二是效率。PCS把输入的功率转换后输出，这个过程要把效率提高。提高效率，一方面客户收益明显增加，另一方面是所有的功率损失都会在电力电子器件中发热或者是EMI（电磁干扰）消耗掉，而这两个都会影响设备寿命。
当追求更高的RTE（往返效率）时，既能减少电量损失，也有助于延长设备寿命。
三是电网，因为电力电子器件通过自己的功率外环、电压外环和电流外环控制，实现低压侧交流侧的并网。这个过程要跟电网互动，快速、准确地响应电网要求，这主要依靠软件算法。
我们着力从可靠性、效率和电网互动这三个方向开发电力电子设备。
基于能量调度，现在有PMS、EMS，我们的逻辑是把控制功能分为慢速和快速的。快速的我们通过PMS去实现，我们调整了PMS的架构，让它可以直接与电网互动，不必再经过EMS转接，从而减少一个环节，可靠性和响应时间就会更好。慢速的可以放到EMS，因为EMS有大量的数据存储功能，有策略的计算。
我们不只是做一个软件算法，还把电芯数据、寿命模型和SOH（电池健康状态）与PMS、EMS做了融合。
宁德时代储能技术中心主任吴殿峰
问：储能系统要实现研发高质量主要体现在哪些方面？请从产品研发的角度来总结一下。
吴殿峰：储能系统最重要的还是它的可靠性，从研发的原理来看，第一是英文叫作less is more，极简的设计就会带来更可靠，因为你的部件越少，要维护的东西很少。
第二是我们理解储能系统是一套大系统，可以把它分割成很多子系统，每个子系统再往下分解又有更多的子系统，一级一级往下分解，就会分解到材料、工艺、算法这些底层的东西。我们再从底层的东西再往上堆哪些东西是必要的、哪些东西是冗余，有些东西我是不是能够更简化去设计。
第三是高度融合，大家看一套集成系统的设计无外乎电、热和机械结构。你的电是把它充进去或者抽出来，这个过程中设备都在发热，我怎么通过液冷板把热带走，不让电池寿命受损或者有更多的副反应。
在这当中，万一有失控了，我需要往哪儿工作，机械结构更多是热胀冷缩，电芯和冷板之间的胶垫，电芯会受热膨胀、温度增加，对导热胶垫的黏度提出很高的要求，这里面有很多系统集成的Know-how，这些total做起来就是一个储能系统Know-how。
最终融合Harmonically去运行一套系统，每个子系统应该在什么时候渐弱、什么时候退缩，应该发多大的功率，这才是系统集成一套高质量的系统。
问：现在储能电站的单体规模和投资越来越大，基本从兆瓦时到吉瓦时的规模；单体电芯的容量越来越大。在未来规模越来越大的情况下，储能系统集成层面将会面临哪些新的和更大的挑战？
林久标：280Ah、314Ah、587Ah，这是目前已经量产的电芯，当然我们也看到还有一些更大的。电芯做大有好处，也有需要权衡的问题。
好处是电站规模扩大后，使用更大容量的电芯可以减少电芯数量，带来一定的成本下降。这是收益项。
但电芯越大，安全问题越需要关注。另一个是电芯做大之后收益边际效应在下降，从280Ah提升到314Ah，降本收益比较明显；再往上做，收益会减少。
还要考虑发热问题。我们看到2小时电芯已经成型了，基本停留在587Ah的容量尺寸规格。面向4小时，现在行业有一些迭代的方向，我们也在研究。对于6小时储能，电芯容量可能还会继续增加。因为电芯的容量除以小时数就等于电流，电流大小也影响发热，这是从产热量角度去看。
系统做小做大核心还是成本问题。一是本身系统集成的成本，另外是整个EPC占地面积的成本。把系统从3兆瓦扩大到5兆瓦、6兆瓦，收益幅度扩大；继续扩大到7兆瓦、10兆瓦，边际降本收益测算过基本在1点多个点，比较小。
系统做大还会增加运输和现场吊装的难度。目前6.25兆瓦的系统差不多45吨，未来再往上做6.9兆瓦约50吨，达到7至8兆瓦基本上60多吨。运输和吊装成本有可能抵销前期的降本收益。
所以，我认为目前系统规模在6至8兆瓦之间相对合理。继续做大，技术上未必有障碍，关键还要解决运输等外部条件的限制。
问：在系统研发过程当中，最重要的一个指标是什么？
吴殿峰：产品研发当中，其实是一个多目标寻优的过程，不是一个单一指标就可以做出一个最佳的产品。我们有一个模型，比如说成本肯定是其中一个维度，但是不能仅以成本为维度去设计一个产品。
我们会把成本、SOH（电池健康状态）、RTE等指标纳入产品设计模型，在多个目标之间寻找最佳平衡点，也就是我们所说的“甜蜜点”，并据此确定产品方案。
我个人认为，一味把机械结构做大并不理性。电芯和柜子变大，并不意味着部件就会减少，只是把更多部件组合到更大的结构里。容量提升可能会减少部分共用部件，但除了机械结构，还有很多其他的维度去值得我们思考的。因此，我建议行业不要一味求大。
02
仿真过关，储能系统也不一定安全
问：实验室实证与现场实测如何互补？为什么实验室能验证一些现场难以覆盖的工况？
陈小波：现场故障什么时候发生很难预料，并网设备也不敢运行到能力边界。储能充放电循环较慢，沙尘、老化等极端情况往往需要很长时间。
实验室可以复现历史最严苛工况，测试允许设备失效甚至燃烧；也可以通过环境模拟和加速老化，在较短时间内评估设备长期运行的可靠性。
系统集成层面风险，大多来自部件之间的匹配问题。比如，冷却液的导电性会随运行发生变化，导致冷却液、消防管路打火；通水弯头也可能与箱体打火；调试时开关顺序错误，还可能造成熔断器熔断。
大量细节设计隐患需要系统测试才能暴露。积累大量实证和失效经验，可以反哺设计规范，实现风险前置。实验室主要验证极端边界工况，现场实测验证真实环境长期运行，两者互相补充。
厦门实证储能科技研究院院长陈小波
问：很多企业通过仿真和实验室模拟储能测试，如何让收集的数据更加全面、更有针对性？
陈小波：部分集成商自有仿真平台可以搭建模型跑板卡，但同类模型之间缺少横向对比，也缺少第三方核查。
我们在宁德时代英国项目中，就通过第三方核查发现过仿真模型错误。如果这些错误留到并网阶段，会拉长交付周期，甚至造成电网震荡。
单靠仿真无法复现全部真实工况。仿真叠加实证的数据，能够对现场故障做回溯，复现事故原因，针对性完成改善。
问：现在电芯、PACK、PCS都有对应认证，对比系统级实证实验室，部件认证还存在哪些短板？
陈小波：FMEA（失效模式与影响分析）是一种有效的工程设计方法，但很依赖经验积累。现阶段行业对于系统内部部件匹配、失效机理，还存在不少认知盲区，很多风险只有通过系统级实际测试才能够暴露。
问：实验室如何约束金融机构相关风险，计划怎样开展对接合作？在新型电力系统建设背景下，实验室是否对接国家相关平台开展并网检测？
陈小波：实验室对全行业开放。当前储能行业招投标价格竞争激烈，设备商对检测费用较为敏感。多家集成设备企业已来参观，后续计划送样测试。
目前，我们与中银保险、大型EPC运营方的合作尚处在早期，后续将针对高原储能项目，依托实证装置研究风险溢价平衡方案。
实验室建设时，获得中国电科院系统所、新能源所、储能所专家支持，也已经加入国家新型储能创新平台联盟，参与制造业新型储能创新中心，后续推进SST并网调试、联调实证落地。
问：构网技术落地需要经历标准、仿真、第三方实测等环节，宁德时代开展了哪些验证？与电力电子背景的企业相比差异化是什么？
陈小波：储能链条分为电网侧并网控制、电力电子调控、电池三个环节，宁德时代核心优势在电池侧。我们的仿真实证系统能够深入直流侧和电池侧，储能直流属于有源系统，故障风险会传导直流侧。这项穿透能力是推动行业进步的关键点。
厦门实证实验室9月取得了CMA资质，预计年底完成CNAS认证，逐步建立测试数据的公信力。我们也已获得与TÜV莱茵开展认证合作的许可，国际认证体系现阶段无法绕开。
03
构网遇上AIDC，如何扛住新考验？
问：宁德时代如何看待构网型储能的发展？
吴殿峰：我个人坚决看好构网型技术，它不仅可以用于储能，其实可以用于多种电力电子设备。
电网正在走向电力电子化，源于两头，一个是发电侧的光伏风电；一个是用电侧，因为我们生活当中的电绝大部分都是转成直流电去应用的，再加上现在AIDC、电动汽车等这些电气化进程。
在这个电力电子化过程中，传统的发电源主要依靠同步发电机，通过电磁感应实现协调控制。电力电子设备的构网型技术能够模拟同步发电机，更好地适应现有电力系统。
所以我的判断是构网型技术未来会成为绝大多数国家电网并网标准的一个必定项，这是一个趋势。
此外，构网型技术不仅仅只在电力电子设备本身，应该要从整站角度去看构网。电力电子是其中的控制一部分。PCS自身的控制主要调节并网点交流侧的频率和电压，但这只是局部控制。电站外围还有更大的控制闭环，也需要与电网协同。
我觉得构网型会从单个的电力电子部件，逐步发展到整座电站的协调控制，包括光储电站、风储电站的协同运行。
问：在构网型技术的发展趋势和行业价格压力下，储能交流侧产品研发最大的挑战是什么？
吴殿峰：构网型技术对硬件设计的改变并不大，除非3倍10秒带来超配的问题。但是我们的理解，这项要求需要根据电网应用场景和安装地点合理选择。
大家看国际上构网型很多标准或者是国家推荐的Grid Code里是没有这样的要求，大家还是在可以通过改进控制算法，在现有硬件基础上为电网提供支撑。
控制算法我们肯定是将构网型作为宁德时代产品研发的重要的方向，未来大家可以看到，我们做的和行业不太一样的构网型控制算法。
另一个挑战是电力电子设备与电池的寿命不匹配。电池寿命已经可以做到20年，但电力电子设备里有大量功率器件芯片，现在很难达到同样的寿命。设备运行到后期，故障率可能会越来越高，运维成本也会增加；设备可用率下降，还会给客户带来损失。
所以我觉得，电力电子行业应该最着重要提高的，是怎么样把使用寿命做到和电芯一致，让客户不用到了第10年、第15年，还要把电力电子设备换一遍。
编者注：“3倍10秒”通常指构网型储能设备的短时过载能力，在电网需要支撑时，设备能在短时间内输出约额定值3倍的电流或功率，并持续10秒。
问：针对储能在人工智能数据中心（AIDC）中的应用，宁德时代有什么解决思路？
吴殿峰：我们接触到的AIDC客户有国内的，也有国外的，他们在训练和推理方面的负荷特性不一样。但是第一性原理也是GPU本身是一个电容性负载。简单来说，GPU在进行训练时，往往会同时大量运算，用电需求也会同步上升或下降。
这种同步运行带来的负荷变化，以前比较少见。原来电网负荷可以很大，但是是随机统计的负荷，不会这么波动。AIDC，特别是训练负荷可能达到吉瓦级，并在短时间内一起上升、一起下降。电网设计的时候更适应缓慢的负荷变化，不在于多少GW，而是它变化得有多快、幅度有多大。
我们会用构网型技术和储能来适应并网点频率电压的波动。在后侧，我们又有功率型的储能来解决AIDC功率的波动。通过电池充放电，储能可以缓冲电网和AIDC负荷之间的变化。
所以我们把储能定义为电网和AIDC之间的“解耦器”和“能量舱”，并按照这个思路进行设计。
问：在宁德时代看来，零碳社会的未来图景是怎样的？
吴殿峰：“零碳”是宁德时代一直坚持的方向，也是我们的愿景。
按照我们的推演，如果到2050年前后实现碳中和，全球用电量可能从目前约3万太瓦时增长到约5.8万太瓦时，甚至更多。这样的话，整个用电量就会double。
但人类已经用了100多年建设现有电网，要再建一套电网来满足新增用电需求并不现实，征地都很困难，这么多年的投资。
所以在没有第二个电网来支撑这么多用电增量的时候，我们觉得“零碳”一定会走向以终端负荷为中心，把终端负荷的风光资源充分应用起来转化为电力，解决终端的电力的需求量。
如果未来能源体系以风光等可再生能源为主，储能需求会非常大。具体数据不便对外披露，储能这个行业目前短短几年才起步，这是一座大山，我们还在山脚下，整个社会这一块需要的量会非常巨大。
为什么我们坚持“零碳”，因为现在的化石能源都是太阳能在地球上很多年前的能量存储。我们把它开采出来，再通过船舶、港口运到电厂，燃烧后产生热量、推动汽轮机发电，最后还要通过电网送到用电端。整个闭环相当于把一百多万年前、几百万年前太阳的能量存储大量浪费的烧掉，而不是高效的应用。
本着善待能源的角度，我们觉得宁德时代有义务也有责任，通过技术创新，创造一个更零碳的社会。
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