近年来，新能源汽车蓬勃发展，车辆退役高峰也随之到来，退役动力锂离子电池梯次利用越来越被相关行业重视。作为新能源汽车产业“最后一公里”的退役动力锂离子电池回收及梯次利用，成为行业普遍认可的蓝海。
正在建设多元融合高弹性电网的国网浙江省电力有限公司，也开始关注退役动力锂离子电池。该公司结合电网侧储能建设，在动力锂离子电池梯次利用上逐步展开相关探索，已与杭州铁塔公司合作开展5G通信基站储能改造，并计划于今年三月投运全省首个梯次电池利用储能项目。
以技术手段修复退役动力锂离子电池，为大规模应用铺路
公安部最新统计数据显示，截至2020年年底，全国新能源汽车保有量达到492万辆，比2015年年末上升745%。在国家高度重视环境保护的背景下，新能源汽车引领的清洁低碳出行日益成为一种风尚。
2013年以来，国家部委和地方政府部门相继推出购置补贴等激励政策，推动新能源汽车产业快速发展。但这也带来了新的问题——退役动力锂离子电池如何处理？根据国家相关规定，动力锂离子电池容量衰减至额定容量的80%以下，就会被强制回收。
大规模退役电池假如处置不当，将造成环境污染和安全隐患。研究表明，一块20克重的手机电池就可以污染1平方千米的土地长达50年。因此，动力锂离子电池回收和梯次利用问题越来越受到社会重视。
电网公司在退役动力锂离子电池梯次利用的领域能有何作为？“越来越多的退役动力锂离子电池要找到合理的处理方法，而电化学储能面对安全和高成本双重考验，电池的梯次利用或可为这一问题供应新的解决方法。”国网浙江电动汽车服务有限公司总经理陈枫说。在国网浙江电力职代会暨2021年工作会议上，他作为职工代表提交了《有关建立全省电动汽车动力锂离子电池梯次利用与大规模储能的业务体系和工作体系的建议》，希望公司考虑电动汽车退役电池梯次利用于电网侧储能项目的可能性，并通过建立规范的业务体系和工作体系纵深推进这项工作。
浙江电力科学研究院互联网技术中心专职汪科介绍，理论上，从新能源汽车上退役的动力锂离子电池还有不足20%的电池容量。经过测试、筛选、重组等环节，它们仍具备在低速电动汽车、备用电池、电力储能等领域“发挥余热”的能力，从而达到梯次利用效果。“假如每年退役的动力锂离子电池中有70%可实现梯次利用，将是一个非常可观的规模。”他说。
但这一设想要进入实操环节，并没有那么简单。技术问题是首先要解决的。受电池规格、型号、使用情况等多方面因素影响，退役的动力锂离子电池往往缺乏一致性。动力锂离子电池在容量、内阻、电压等方面所表现出的不一致问题，成为阻碍梯次利用的重要难题。
解决一致性问题，关键是做好电池检测。只有正确判断退役电池电芯或模组的工作状态，才能进行相匹配的梯次利用。以目前市面上普遍使用的锂离子电池为例，回收后，厂家使用容量检测仪来测量电池的容量，在25摄氏度的条件下，通过恒定电流放电至保护电压，以放电时间和放电电流来测算电池容量。厂家为检测出问题的电池更换保护板、消除硫化、进行电压平衡修复等，使电池符合梯次利用标准。
虽有诸多难点，但市场对电池梯次利用的价值认同和探索热情并没有受影响。近年来，比亚迪、宁德时代、中航锂电等一批动力锂离子电池及上下游公司均在动力锂离子电池回收利用领域有所布局。国网浙江电力也在开展通过技术手段修复退役动力锂离子电池研究。“我们目前已经掌握了比较成熟的技术，通过重新植入芯片等技术手段来解决退役动力锂离子电池的安全性、不一致性难题。”陈枫说。
目前，国内部分新能源乘用车企已具备独立回收利用电池的能力，通过检测、修复等环节，使回收电池规格、状态表现出较好的一致性，并通过技术服务等延伸服务解决梯次电池利用技术难题。随着更多公司开展这项业务，梯次电池缺乏一致性的难题有望通过公司之间的合作解决，形成回收和检测、修复闭环。未来，随着国内电池梯次利用政策逐渐完善，退役动力锂离子电池最终将以符合技术规范标准的状态进入市场，为大规模应用铺平道路。
梯次电池用于储能业务经济性较好，有助降低储能成本
近年来，风电、光伏发电等新能源发电发展迅猛。国网浙江电力统计数据显示，截至2020年年底，浙江新能源发电装机容量达1943万千瓦，占发电总装机的19%，比“十二五”末上升424%；全省并网运行的分布式光伏项目已超23万个，总容量突破1000万千瓦，光伏发电已超过水电成为浙江电网第二大电源。为减轻新能源发电间歇性、波动性对电网安全运行的影响，国网浙江电力积极发展包括电化学储能在内的储能业务，助力削峰填谷和新能源电量全消纳。然而，高成本问题一直制约着电化学储能产业的快速发展。
在电网侧，电化学储能尚处于起步阶段，盈利模式不明显，效益难以准确评估。数据显示，利用全新电池建设的储能系统成本约为8000万元/万千瓦，相比常规电网基建投资而言经济性不足。而在用户侧，储能在现有造价和峰谷分时电价政策下，经济效益也不明显，无法大规模推广应用。
在此背景下，国网浙江电力将目光转向退役的动力锂离子电池。假如峰谷分时电价差进一步拉大，并且各方联合探索分摊电池梯次利用成本的机制，那么较全新电池而言，电池梯次利用在降低储能投资成本上的优势或将进一步显现。浙江省发改委近期公布了浙江电网2020～2022年输配电价和销售电价，提出进一步降低谷段电价，适度拉大峰谷价差，充分发挥峰谷电价移峰填谷用途，鼓励储能等产业发展。这对储能行业及梯次电池应用释放了积极信号。
目前，市场各方正探索共同分担电池梯次利用成本的机制。2020年十一月，杭州铁塔公司与杭州供电公司下属杭州凯达电力建设公司联合开展杭州白马坑5G通信基站储能系统改造，借助电池梯次利用新增储能容量。项目改造完成后，凯达电力建设公司以能源供应商身份向铁塔公司收取能源费和服务费；以能源聚合商身份参与电力需求侧响应所获得的国家及地方补助，由该公司与铁塔公司分成；双方共同承担前期投资成本，后期共同获取相关收益。
“梯次电池利用于基站储能系统以后，电费更便宜，而且新增了基站备用电源时长，安全性、稳定性大大提升。”我国移动杭州分公司相关负责人表示。
杭州供电公司相关负责人介绍，目前，电池梯次利用改造的通信基站成本已降至8.5万元/每基，不到采用新电池成本的70%，效能却可以达到采用新电池的90%，为供电公司与铁塔公司、通信运营商合作开展梯次电池利用创造了良好条件。
目前，在5G、电网侧储能等领域，梯次电池利用已经开始实践，并展现出较好前景。未来，随着我国储能市场需求进一步增大，动力锂离子电池梯次利用或将迎来良机。
电网公司探索梯次电池试点应用，聚合更多资源
前不久，有媒体公开报道，2020年，我国迎来首个动力锂离子电池退役高峰，年退役电池超过20万吨。这一数字在2025年将超过73万吨。每年数十万吨的退役电池，依靠零散利用很难全部消化，难以满足电池“下岗再就业”的需求。因此，大规模可再生能源并网、辅助服务、电力输配、5G通信基站储能应用等，均因具有规模化利用特点而成为市场关注的重点，其中包括千瓦级户用储能产品、十千瓦至百千瓦级的光储微网、电动汽车充电站储能系统、数据中心备用电源及兆瓦级大型储能电站。
对梯次电池供应商来说，电网公司是电池梯次利用可发掘的重要客户。2019年，国家电网有限公司出台相关文件，提出通过输配电价疏导机制，将储能作为改善新能源并网特性、平滑新能源出力的必要技术措施。国网浙江电力在2020年提出建设能源互联网形态下多元融合高弹性电网，探索电网侧储能项目及源网、网荷合作储能项目建设，推动电网削峰填谷，提升电网运行效率。
近年来，国网浙江电力已相继建成杭州10千伏移动储能电站、金华35千伏备用电源等储能项目，并积极探索梯次电池利用，寻求以更低成本推动电网侧储能发展。
目前，梯次电池已经在电网侧试点应用。2018年三月，长深高速南京六合服务区投用的新充电车位均采用梯次电池，实现光伏-储能-充电桩的应用。2018年八月，广州将梯次电池应用于微电网储能，提高了资源利用效率。2021年三月，国网浙江电力首个梯次电池利用储能项目计划投运。相关数据显示，梯次利用储能成本已下探至0.6～1元/瓦时，相较于新电池1.3～2元/瓦时的储能成本，经济优势非常明显。
对电网公司而言，梯次电池利用的价值不仅在于显著降低储能成本。2020年以来，国网浙江电力致力探索唤醒用户侧沉睡资源，建设百万千瓦级的可中断负荷资源池。与通信运营商、铁塔公司联合开展储能改造后，国网浙江电力将成为新的综合能源聚合商，利用通信基站的储能系统，构建起庞大的分布式资源池。这对今后更好地开展需求侧响应、提升电网弹性具有重要意义。
