智光电气电话会交流纪要

广州智光储能科技有限公司成立于2018年，智光的储能源于智光电气集团的一个事业部，从2013年开始做储能系统，2014年就开始研发高压级联储能系统，可以说是全国乃是全世界最早投入到这个领域的。我们当时投运的第一台高压级联型储能系统是2014年南方电网双调公司的一个863科研项目，该项目的高压级联型储能系统是由智光提供，同时也是全球首台高压级联型系统。2014年至今，智光一直在做高压级联型储能系统，目前在全国的竞争对手里面，我们的经营经验是最多的，光高压级联型储能系统的运行业绩有将近300MWh，最大的电站有88MWh，其他的电站有很多30、60MWh的，目前行业业绩是最好的，可以说走在高压级联型储能系统的最前列。

目前的储能系统流派分为两种，一个是低压的，需要通过变压器升压来达到高压并网，比如与高压6kV、10kV或者35kV并网。另外一个流派就是智光这种高压级联型储能系统，输出电压直接是6kV、10kV或者35kV，它的结构叫做H桥级联拓扑结构，这是电力电子行业里非常成熟的拓扑结构，最早是在高压变频器或者高压SVG上使用，智光也一直在做高压变频器和高压SVG，这两块有国内排在前几的主要产量，我们有从事电力电子行业二十几年的经验，所以能很快地切入做高压级联型储能系统。

高压级联型储能系统有几个特点，作为储能系统所需要地特点和优势，高压级联都有，比如第一个安全性，储能系统都讲究安全性，因为它里面配的是电芯是一种活性元素，所以是有一定风险的。智光的高压级联型储能系统讲究的是一控一的模式，也就是一个PCS模块控制一个电池簇，没有直流侧并联，簇与簇之间是相互间隔、相互独立的，所以它的安全性比较高。第二个高效率，主要体现在直接与高压并网，中间省去了很多变流升压的环节，没有额外的DCDC转换装置也没有变压器升压装置。在主回路里面没有了这些装置之后就会大大提高它的效率，比低压模式至少高5-8%，这对于客户来说是一个非常优秀的指标。第三个是高均衡性，对于电池系统来说均衡性是非常重要的，一个电池系统如果能在一个SOC实验上跑就能保证整个系统处在最大的充电和放电状态，避免了电池系统的木桶效应，提高了整个系统的可利用率。第四个是高可利用率，同样是100MWh的储能项目，高压级联型可以把电芯放到极致，可利用率可以达到95%以上，因为它的SOC差别很小，行业内能把SOC最高跟最低差别做到5%就已经是很不错的了，而高压级联型甚至还能做到2%。高可利用率也带来了其他一些优势，如果同样是考核在交流侧，高压级联型储能系统因为具有高可利用率，能大大减少超配率，比如交流测能放出100MWh，高压级联型只需要配10%就足够了，而传统的低压模式因为效率低和均衡性差，可能要超配25-30%才能达到交流侧相同的效果。

除了上述四个先天优势外，高压级联型储能系统还有一些其他优势，比如它的电能质量，整流的脉冲数比较多是2n+1的模式，所以输出波形是一个类动型波形，谐波含量小于1.5%，传统的低压模式做到3%就非常不错了。综合来说，这种高压级联型储能系统在以后的应用会越来越多，随着更多的厂家和研发势力的加入，以后的市场是非常可观的。

【 Q&A】

Q：能否用相对容易理解的方式来解释一下高压级联这个技术？比如H桥的概念，级联和串联并联又是什么关系？

A：首先技术方面对高压级联型做一个类比，在10-20几年前，国内的变频器也是论电压等级分为低压变频器和高压变频器，高压变频器的电压等级一般为4000V和6000V，低压常见的是380V，目前高压储能和低压储能的拓扑结构也有类似的现象。高压级联的拓扑结构是电力电子元器件里面有很多个小模块，每一个小模块之间都是手拉手串联起来的。每一个高压级联型储能系统的H桥拓扑结构都分为ABC三相，每一相都有16个或者21个小的PCS模块串联在一起，然后通过串联电压叠加的方式直接达到高压输出，最后形成一个闭环的回路。低压模式这块，它的单个模块和高压模式的单个模块有些类似，只不过高压级联的是单向的，而低压是三相的，它的模块就是直流侧直接通过逆变桥输出ABC三相电源，因为直流侧1500V，所以交流侧输出电压只有800V以下。然后它的模块里面3电平的有9个IGBT，两电平的话6个IGBT模块，这是一个单元体，而单个单元体和目前市面上的IGBT参数有关系，所以电流不能做的太大，目前单个PCS功率国内做的最大的是1750，但是如果说要做到100MW/200MWh，那就需要100MW除以1.735的数量的PCS单元体并联，因为它本身电压输出比较低，而现在电网电压像新能源电站、风力发电或者光伏发电的都是35kV，这就需要通过变压器来增压。高压级联和低压模式典型的拓扑结构不同在于，低压模式的PCS单元是并联的，并联之后通过大的变压器增压，高压级联模式则没有并联，它所有的PCS单元体都是串联的，每一个单元体输出的电压和低压类似，单向输出电压在300-500V这个区间，以这样电压叠加累加的形式，如果说每个300V，有20个就能达到6000V再乘以1.732的就是10KV电压，直接就可以跟电网并网了。

Q：如果仅仅是串并联的改变，高压级联的技术壁垒主要体现在哪方面？之前做低压的能比较容易地掌握这种技术吗？

A：首先技术壁垒是可以被攻关学习的，只要加大物力、人力、具体人才的话肯定是能突破的。第二点是难度肯定还是有的，毕竟控制一个低压小模块的方法和算法还是稍微简单一点，但是高压模式有很多个模块串联在一起，它的系统又控制几十个模块，所以控制算法等等还是有一定壁垒的。第三点是经验，一直做低压跟做高压的经验、工艺、设计更方面综合来说还是有差异的。这个和原来做高压变频器和低压变频器的情况有些类似，做低压变频器的厂家可能有成千上万家，但是做高压变频器的可能只有十几、二十几家，是有技术台阶的。如果原来是行业内同样做高压电力电子设备的，切换来做高压级联模式的话相对比较容易，但是纯粹从低压切换过来的话稍微有点难度。

Q：高压级联型储能系统和SVG之间有什么关联？是否有一些共通之处？底层技术是一样的吗？

A：高压SVG和高压级联型储能系统的拓扑结构式非常相似的，可以说有99%的相似程度，当然还有一些根据每个厂家研究不一样的细微的差别，但这个不是难点，如果有高压电力电子这种拓扑结构的研发能力的话。

Q：能否做一个成本拆分然后对比下高压和低压之间的成本占比？这方面有量化数据吗？

A：无论是高压模式还是低压模式，成本拆分里面的主体部分还是电芯，唯一的不一样比如说在考核模式的充放电电量上，高压模式就比低压模式有很大的有事了，就像之前阐述的效率高、均衡性好等等。这里以相同容量的100MW/100MWh来和高压模式低压模式进行比较，除了电芯之外，PCS的拓扑结构不一样但是总的功率是一样的，打比方50MW/100MWh的话，PCS的总功率无论是高压还是低压都是50MW，但是因为高压模式要考虑到做绝缘，所以高压模式的PCS会比低压模式成本高一点，但是绝缘件其实在成本上算少数的。然后就是电池管理系统，这方面也是也一样，高压和低压模式差不多，高压会比低压多一些光电转换设备因为它有一些信号传输要通过光电隔离的，但这个成本也不是很多。辅助系统像低压配电、冷却、消防也是一样的。最大的差别在于变压器，高压模式不需要变压器就能直接高压并网，但低压模式一定要通过变压器，目前变压器随着铜价的上涨变压器的成本大概在0.1元/W左右，如果是0.5c，5MW/10MWh，要配一个5MW的变压器成本会占到0.05元，对于一套储能来说这已经是非常多了。整体来比较，虽然在某些部分高压级联型的成本会高一点，但是它没有变压器，而变压器的成本是最大的，综合来讲还是高压的成本会有优势。

Q：对比之下对于电池来说它的一致性更高，这是否意味着电池的要求可以降低一些？

A：这个还不能这样说，现在招投标对电芯有统一的要求，我们也是严格按照规范要求来。一致性是好，但是从电芯的选型上我们还是会给业主带来更好的收益，就是说大家在用一样好的电芯的前提下，我们的均衡性也会比较高，这会给业主带来合同之外的优点。

Q：低压和高压的PCS有什么区别？

A：PCS里面主要的核心部件是IGBT，高低压模式的IGBT都是一样的，可以说没什么区别，只是大家的重组方式不一样而已。

Q：公司的目标客户群体主要偏重于哪些？客户看中的是那些考核指标？然后再哪些指标下会偏向于高压的产品？

A：客户群体主要分为几大群体，一个是新能源电站的发电侧，包括光伏、风力发电甚至一些火力发电，特别是光伏跟风力发电是强制要求配储能的。第二个是电网侧要配储能，但是新能源电站可能不会考虑再交流测并网，他考虑的更多是怎么把储能的造价降下来，因为现在没有一个普惠的政策，上储能系统对于这些厂家来说都是一种资产的负担，所以他们只要追求达标就好了，没有超配之类的现象。但是对于一些自己使用的电网侧的客户，就不是一个正负指标，而是实打实的做一个储能电站用，可能是做一次或者二次调频的，这种情况就会在乎储能电站真正能发挥多大左右，一个是效率有多高，另一个是在并网侧能放出多少电量，因为这个是给他实际带来收益的，它的考核点不一样，所以就会选择性能越好的储能系统。第三个是用户侧，用户侧和前面的不一样对收益看得很严重，那么前面这个几个指标就非常关键了，比如储能系统的效率、均衡性、放电量。综合来看，网侧和国侧对储能系统的指标看得非常关键，因为这和他们的切身利益是挂钩的，而系能源电站主要还是处于满足对政策的要求，像完成任务一样。

Q：高压级联型储能系统相比于低压产品，对于不同客户的竞争优势主要体现在哪些方面？

A：主要体现在安全性、高效率、高均衡性、高可利用率以及成本优势。

Q：如果政府提高了对储能电站的考核要求，是否意味着这些电站会更有动力去选择这种更高效、更安全和利用率更高的高压产品？实际竞标的国产中是否感觉到这样的变化？

A：第一个问题我们认为是会的。在竞标的过程我们也确实感受到了这样的变化，我们曾在国家电网某一个省份装了一个储能电站，是高压级联型模式的，当时招投标有好几个储能电站，然后有不同的厂家供货。当时我们是独一家的高压级联型模式，其他都是低压模式，在这7、8个电站跑下来之后，明显我们的高压级联型电站效率是最高的，我们的效率可以达到至少89.7%，这是包含了电站的辅助用电，其他的模式大概是85%左右。招标过程中高压的路线很明显的胜出了，在之后的第二批和第三批也出现了点名要求有高压级联型系统的情况。

Q：高压级联型储能系统虽然省去了变压器但是有增加了一些像绝缘的其他成本，未来存不存在某一个能体现成本优势的临界点？

A：智光两条路都有在走，现在既有高压级联型储能系统，也有低压模块式储能系统，能满足不同客户的需求。一般高压级联模式适合做大电站，单台设备超过5MW以上它才有一定的优势，越小就越没优势，像用户侧储能500、1000、2000度电的我们也会采用低压模式来做。

Q：相比于低压来说，发热情况是更多还是更少？路线上是用气冷还是液冷？有没有可以看出来的趋势？

A：高压级联模式的效率更高，它的辅助硬件耗损很低。第一是因为没有电池并联的处理，因为一旦有并联，在并联里面就会产生回流，容易产生损耗，产生损耗以后需要空调进行制冷，而高压级联模式是一控一的，没有并联，一个PCS对应一个电池组，所以在正常运行的时候，辅助硬件、空调以及风冷等都可以停下来，停下来之后就没有损耗。但是对于传统的低压模式，需要考虑内部的损耗，辅助硬件、空调冷却系统还要运行。所以从效率以及损耗来说，高压级联模式有比较大的优势。

Q：所以高压发热要少一些，对于温度控制，要求也比低压稍微低一些是吗？

A：低压模式所用的电子元器件在运行的时候开关评论会比高压模式更高，所以损耗也会更大，所以综合来讲，高压模式损耗比低压模式损耗小，不仅PCS的效率高，而且电池运行的效率也高。

Q：刚刚提到主要是PCS层面，那么从BMS和EMS方面的话，两种有什么区别呢？或者说高压这方面有什么优势可以来说一说的呢？

A：从本体来说，EMS差别不大，都叫能量管理系统。高压级联模式它的EMS方案简单单一，因为它的PCS数量少，单个PCS工具大，以100兆瓦时为例，只需要配5台35千伏直挂20兆瓦的储能系统就好，只用5台PCS；但是对于传统的低压模式，因为单机功率小，所以最多做到两台并联，单机功率只能做到3.7,100除以3.7，要求的数量就更多了，对于EMS来说，它需要控制的设备就更多了。现实情况是这样，但整体我们评估认为这不是问题，只是控制算法连得多了一点，虽然有一定的优势，但是不至于出现质的差别，基本上来说是一样的。

而BMS的高压级联模式比低压的要求还高，因为高压模式需要通过关联隔离把信号传输出来，反而高压模式会比低压模式多一些元器件，这里我实话实说，不是一昧的说高压模式好，在这个方面，它比低压模式要多一部分器件。

Q：光电转换主要是用在哪个环节？

A：它是一个通讯环节。高压级联模式下，要把信号传输出来，不能走传统的电信号传输，它必须通过光纤，光纤需要高压隔离。所以它需要先把电信号转化为光信号，然后再把光信号转化为电信号，有这样的转换装置。

Q：是否有变流器跟 BMS 不能直接对接，而且无法进一步的拓展这样的困难？

A：变流器的单元体是不跟BMS对接的，它只是以PCS来控制系统跟BMS对接，在高压级联模式下，它的控制系统也是低压的，只是组织路径攻略模块是高压的，但是它的控制系统也是低压的，这两者是可以直接对接的。电池管理系统制它低压弱信号，PCS控制系统也是弱信号，这两个是直接对接的，所以在PCS的控制系统到功率模块直接也是通过光信号传输信号的。

Q：刚刚提到电网侧，对这种运行考核较高的场合，客户更倾向于选择高压船票，那现在也做了很多共享或者独立储能，这些也是需要考核的，在这种情况下，是否也是对高压路线更具有倾向性？有没有做过相关理论？

A：理论上会的。如果指望储备系统给你带来经济收益的话，一定会考核储备系统的效率、高可利率；如果储能系统只是因为应对政策需求的话，储能性能不会带来额外的收益，可能就不会关注这个指标，可能更关注第一次投入成本。如果指望储能吸引带来经济收益能够赚钱，就必须要考虑这个指标效率高不高，充放电多不多，因为这些都会影响经济收益，只有充更多电，放更多的电，损耗更低，才能带来更多的收益。

Q：您能对这个行业做一个介绍吗？除了我们之外，还有那些家做这种高压线路比较好？能否介绍一下目前高压级联路线参与者以及竞争格局？

A：除了广州智光以外，就是山东的新风光，它也做高压，但是应该是去年才推出产品，业绩有多少我们也不好说，然后其他厂商的话，海南在金盘，江苏在潍坊高科，北京在四方，基本上就是这些厂家去年或者今年推出了产品。

Q：就高压级联这种方案来讲，未来的降本空间到底是在哪些环节？预期比如说我们达到什么样的一个储能规模的时候，咱们的这个降本下来之后，相较于低价来讲，会有比较明显的一个优势？

A：无论是高压模式还是低压，除了要把设备做得更安全更稳定，同时也要把成本做得更优，目前大概有这么几个思路，无论是高压还是低压，思路都差不多。

第一个是标准化，尽量把产品做的标准化，款式不要太多。标准化包括整个系统设计，包括集装箱等等标准化。因为做定制化的话，无论是人工成本还是供应商加工成本都很高。所以目前无论是高压还是低压模式，都在做标准化。

第二个模式是怎么把成本更优化。有一个行业内大家都认可的是把单机容量做大，比如说把单体电芯做大还有就是把单个集装箱里面的电池容量做得更大，原来3兆瓦，现在有4兆瓦转向5兆瓦甚至6兆瓦，再就是把能量可利用率做大，这是第二个方面。

第三个方面是怎么把整个系统做得更精细化。除了有PCS、有电子管理系统、有电芯、有Parker、有BMS、有EMS，怎么做得更精细化？这个可能是每家都不一样，就看每家的能力。

第四个就是我刚刚说了那么多产品，现在很多厂家可能并没有全部都有，比如有些纯粹做集成。如果所有的产品外拓的话，成本肯定高，如果所有的产品自己都有研发生产的能力，成本就会相应的摊薄。比如我们除了电芯，其他都有，从电子管理系统到EMS到PCS都是自己研发的，从某种程度上，也会把成本降下来。

Q：看我们的系统的连接图来讲，咱们低压这种级联的连接方式，PCS到变压器都是分别来进行采购，分别来进行设计和施工的。在高压级联方案里边，电池簇出来之后都就接了电力电子的装置，然后做了逆变。是不是在工艺流程上来讲，其实要采购电芯来做封装，然后形成一个整体的产品去对外来发货？

A：你刚才说的模式，前面说的没错，一般电子箱和PCS电流升压仓是独立的，也有厂原来只做了一个集装箱，一般电流仓，一半电子仓，但现在普遍分开，这种分开的模式直流电比较多，PCS到电池簇之间的流量比较多，施工量也比较大。高压模式在考虑到高压的投票结构以及高定位的模式，一开始设计的时候，PCS仓跟电子仓是在一个大的集装箱里面。现在有两种路线，一个路线是在一个集装箱里面，但是分成两个小间隔，一边是PCS，一边是电池。第二个是PCS跟电池簇在一个架子上面，这两个方案现在都有。以后验证方案基本上是PCS跟电池簇在一个架子，这样的话它们之间的电流就很短，成本也更低，虽然在一起，但是跟低压没有什么区别，都是各自字各自的模块，只是把他们组装的装配设计的时候放在一个电子架上面，或者一个集装箱里面。

Q：在这种级联的方式里边，对单体的IGPT的容量是否跟之前低压的方式相比，容量要变大？对IGPT的性能是否有一个参数提升的要求？

A：IGPT差不多，目前市面上的电压等级是1200伏或1700伏，用在高压级联上基本是1700，低压的我需要去落实一下，但基本上是大同小异。至于电流是跟容量有关系，容量越大，电流就越大，如果电流再大的话，可能采用多个IDP辨别的模式，这个基本上没有本质的区别，基本上都是相同的。

Q：之前看到大概在 7 月份的时候跟也做了一个发布会，当时我也去了，跟华能清能院有一些联合研究，联合推出一些产品，后来的话也是有相关的业务合作，有中标他们的储能产品。我想知道跟华能氢能苑的合作，就对于后面的华能他们储能系统中标，是不是有一些后续的关联，是不是更容易中标呢？

A：这个我也不好肯定，应该是有，我们跟华能氢能苑的合作挺密切的，只能这样说。华能氢能苑不是投资方，是华能下面的一个清洁能源研究院，主要是偏向新能源这一块。

Q：这个研究院有时候是会做一些设计，对于设计院来说，它是不是对于选择哪种路线是有决定权的，还是由投资方决定？

A：这个应该都是投资方决定，设计院建议权肯定是有的，但最终还是投资方拍板。

Q：对于这个行业的生态能不能介绍一下，理论上说是设计然后拍板，当我们拿到一个项目指挥，需要什么样的方案，是需要请设计院来设计是吗？

A：要上一个储能项目的话，首先第一步要请设计院来做可研，可研就做某某项目的可研报告，这一般设计院来做，主要有这几个方面，一个是选择什么样的技术路线。第二个上了这个东西之后，带来的经济收益，第三个是在投资成本一个初步的估算，我觉得基本上是这三大部分，从基础路线到收益到投资预算。然后投资方或者是业主看了可行报告之后，觉得这东西又是政策需求，那就会拍板定了。第二步可能就是进行设备或者施工单位设计方的三个方面的招投标。施工单位设备以及设计院再招标，这是第二步工作。第二步工作之后，就是实施工作了，设备也造完了，实施工作，设计院也设计了，设备产站也启动设备了。第四个阶段就是安装调试阶段了。第五个阶段就是最后的并网阶段，一般的话现在都要进到第三方测试，就跟原来新能源电站的工地发电一样的，经过第三方测试合格之后，基本上就是结束了。

Q：是不是有些情况时EPC承包方来选择设备方？还是投资方直接选择设备方？

A：这两者应该都有。业主方在之前招EPC厂家的时候，可能会对设备提出要求，不会纯粹招一个EPC，它会先招EPC厂家，然后在里面有针对对设备和技术参数的要求，然后EPC在这个范围内去招设备。

Q：为什么这么关心设计院是因为之前有和一些低压电器厂商接触过，他们在商务上是很重视设计院的环节，因为设计院有用哪一方的决定权，您怎么看？

A：因为储能电站它平时招投标不是几百万，它都是几千万几个亿。所以说像这么大的体量的东西，设计院它不能被完全的定产，所以还是业主方跟投资方来定的。

Q：我看到我们的产品有移动测试的并网测试车。因为并网测试这个环节应该就是说相对是垄断的，在南方电网这边，只能南网科技来做。能够提供测试车的厂家不多，主要壁垒体现在哪些方面呢？

A：没错，智光是做有做测试车。这种测试车其实就是一个电源装置，可以测试车位，给被测试的车位提供一个电源。无论是储能还是原来高SVG等等它的设备，按照国家标准要求，并网有详细的规定，按照规则的规定，必须有一个测试车。买测试的单位，一般都是电工院中国电流院，每个省的电工院，很多省在并网测试也会比较多的请当地的建筑院。做这种测试的话，量起不来，所以说厂家也不多。智光原理一直都做这个产品，本来有这个技术力量，因为我们做高变频器或者四象限变频，本来就有这个技术，所以也是机缘巧合。目前这个测试车基本上国内90%都是智光产的，在很多现场测试，点赞储能系统的测试车也是我们的。

Q：并网测试整体来看，对于整个储能的项目的成本占比，一般要占到多大的比例呢？

A：这个第三方测试在每个地方都不一样，南方有南方的价，北方有北方的价，每个省也是不一样的。但是不算少，几十上百万吧，不是按单个设备的造假来的，而是按整个电站来收费的，每个地方不一样，风险也不少。