Badanie przypadku magazynowania baterii słonecznych: 151 kWp PV + 200 kWh BESS obniża zależność od sieci 64% w kompleksie handlowym Cebu

W kwietniu 2025 roku w Monteverde Commercial Complex w Cebu City na Filipinach uruchomiono system fotowoltaiczny o mocy 150 kWp zintegrowany z systemem magazynowania energii w postaci baterii litowo-żelazowo-fosforanowej o pojemności 200 kWh. Projekt został zaprojektowany i wdrożony dla Greenpeak Development Corporation, operatora komercyjnych nieruchomości średniej wielkości, zarządzającego pięcioma obiektami handlowymi i biurowymi w regionie Visayas. Po 14 miesiącach ciągłej pracy hybrydowa instalacja solarna z magazynowaniem energii zmniejszyła zużycie energii elektrycznej z sieci przez kompleks o 64% i wyeliminowała średnio 4,2 godziny dziennych przestojów związanych z awariami, które wcześniej zakłócały działalność najemców w 38 lokalach handlowych, trzech restauracjach i dwóch piętrach biurowych.

Greenpeak Development Corporation zarządza Monteverde Complex, obiektem o powierzchni 12 500 metrów kwadratowych, który obejmuje lokale handlowe, gastronomiczne i biura. Średnie dobowe zużycie energii elektrycznej przez budynek wynosiło 8 400 kWh, głównie z powodu centralnego klimatyzacji, chłodnictwa komercyjnego, oświetlenia i infrastruktury IT w 43 lokalach najemców.

Sieć Visayas na Filipinach, zarządzana przez National Grid Corporation of the Philippines, doświadczała chronicznej niestabilności napięcia przez cały 2023 i 2024 rok. Według danych Independent Electricity Market Operator of the Philippines, korytarz Cebu-Mactan odnotował średnio 11,7 nieplanowanych przerw w dostawie prądu miesięcznie w 2024 roku, z czasem trwania poszczególnych awarii od 25 minut do 6 godzin. Najdłuższa pojedyncza awaria w sierpniu 2024 roku spowodowała blackout w częściach Cebu City na 8,3 godziny. Dla Monteverde każda godzina przestoju oznaczała szacowane straty przychodów i zepsucie zapasów w wysokości 42 000 PHP, przy czym największe straty ponosili najemcy gastronomiczni.

Greenpeak początkowo rozważał instalację wyłącznie solarną pod koniec 2023 roku. Jednak program net-meteringu zarządzany przez Energy Regulatory Commission i lokalną spółkę dystrybucyjną Visayan Electric Company nałożył limit eksportu 100 kWp dla klientów komercyjnych w ich klasie taryfowej. Oznaczało to, że nadwyżka produkcji dziennej nie mogła zostać w pełni spieniężona poprzez eksport do sieci. Jednocześnie szczytowe zapotrzebowanie kompleksu przypadało na godziny od 14:00 do 19:00, częściowo pokrywając się z godzinami produkcji słonecznej, która osiągała szczyt między 10:00 a 14:00. System wyłącznie solarny pokryłby około 40% dziennego zużycia, ale pozostawiłby krytyczny okres późnego popołudnia i wieczoru całkowicie zależny od zawodnej sieci. Magazynowanie energii w bateriach nie było opcją, było to jedyne rozwiązanie, które miało sens finansowy i operacyjny.

Zespół projektowy ocenił trzy ścieżki konfiguracji przed wyborem ostatecznej architektury: system sprzężony prądem stałym z pojedynczym falownikiem hybrydowym, modernizację sprzężoną prądem zmiennym z oddzielnymi falownikami PV i baterii oraz w pełni zintegrowaną konstrukcję sprzężoną prądem stałym z rozproszoną konwersją mocy. Trzecia opcja została wybrana ze względu na wyższą sprawność w obie strony i uproszczone, jednopunktowe przyłączenie do sieci.

Naziemna instalacja solarna została zainstalowana na nieużywanym przedłużeniu parkingu o powierzchni 980 metrów kwadratowych po południowej stronie budynku. Instalacja składa się z 340 modułów monokrystalicznych PERC o mocy 445 Wp każdy, dostarczonych przez producenta z listy Tier-1 z zakładami produkcyjnymi w Jiangsu w Chinach. Moduły są ułożone w 17 szeregach po 20 paneli każdy, co daje łączną zainstalowaną moc DC wynoszącą 151,3 kWp. Konstrukcja nośna wykonana jest ze stali ocynkowanej ogniowo z ustalonym nachyleniem 12 stopni, zoptymalizowanym dla szerokości geograficznej Cebu wynoszącej 10,3 stopnia na północ. Obliczenia obciążenia wiatrem były zgodne z National Structural Code of the Philippines, a konstrukcja została zaprojektowana na podmuchy huraganowe o prędkości 250 km/h, zgodnie z lekcjami wyciągniętymi z wzmocnień po tajfunie Odette w 2021 roku.

System magazynowania energii w bateriach składa się z czterech modułów bateryjnych o napięciu nominalnym 51,2 V połączonych w konfiguracji szeregowo-równoległej, co daje łączną moc znamionową 200 kWh przy 204,8 V DC. Każdy moduł to jednostka rackowa 16S LiFePO4 o pojemności znamionowej 50 kWh, wykonana z ogniw pryzmatycznych o żywotności 6000 cykli przy 80% głębokości rozładowania w temperaturze otoczenia 25 stopni Celsjusza przy prądach ładowania i rozładowania 0,5C. Rzeczywista użyteczna pojemność jest skonfigurowana na 180 kWh, co stanowi limit 90% głębokości rozładowania wymuszony przez system zarządzania baterią w celu zachowania żywotności cyklu. Monitorowanie na poziomie ogniw śledzi poszczególne napięcia z dokładnością pomiaru plus minus 5 mV, a odchylenie napięcia między ogniwami jest utrzymywane poniżej 30 mV we wszystkich warunkach pracy poprzez pasywne balansowanie z prądem 100 mA na ogniwo.

Zarządzanie termiczne opiera się na wymuszonej konwekcji powietrza z czterema wentylatorami DC sterowanymi temperaturą na szafę modułową. Obudowa baterii posiada stopień ochrony IP54, a moduły są umieszczone w zmodyfikowanym kontenerze morskim o długości 20 stóp, wyposażonym w panele izolacyjne, jednostkę klimatyzacyjną split utrzymującą temperaturę wewnętrzną między 22 a 28 stopni Celsjusza przez cały rok, system detekcji dymu i system gaszenia pożaru czystym środkiem gaśniczym Novec 1230. Kontener jest umieszczony na betonowej podstawie obok instalacji solarnej, a łączące kable DC są poprowadzone w zakopanych rurach PVC na głębokości 600 mm.

System konwersji mocy oparty jest na dwóch falownikach hybrydowych o mocy 80 kW pracujących równolegle, każdy z maksymalnym napięciem wejściowym DC 1000 V i znamionową mocą wyjściową AC 80 kW przy 400 V trójfazowym. Falowniki obsługują cztery niezależne kanały śledzenia maksymalnego punktu mocy (MPPT), z dwoma kanałami przypisanymi do instalacji PV i dwoma kanałami przeznaczonymi do sterowania ładowaniem i rozładowaniem baterii. Jednostki synchronizują się za pomocą szybkiej magistrali CAN o prędkości 500 kbps, z konfiguracją master-slave, która umożliwia płynne przełączanie awaryjne w przypadku awarii jednej z jednostek.

System zarządzania energią działa na przemysłowym kontrolerze wbudowanym z procesorem ARM 1,2 GHz, 2 GB pamięci RAM i 32 GB pamięci masowej SSD. Oprogramowanie EMS implementuje algorytm optymalizacji czasu użytkowania, który pobiera dane z 15-minutowych interwałów z dwukierunkowego licznika w punkcie przyłączenia do sieci, odczyty natężenia promieniowania słonecznego w czasie rzeczywistym z dwóch piranolometrów z 5-sekundowymi interwałami próbkowania, stan naładowania baterii z BMS przez Modbus TCP z 1-sekundowym cyklem odpytywania oraz dane o obciążeniu budynku z 12 punktów podlicznikowych. Logika sterowania wydaje polecenia ładowania i rozładowania z 10-sekundowym cyklem pętli sterowania, dążąc do trzech celów operacyjnych w kolejności priorytetu: maksymalizacja autokonsumpcji, redukcja szczytowego zapotrzebowania w celu utrzymania importu z sieci poniżej umownego progu 65 kW oraz przesunięcie czasowe nadwyżki energii słonecznej w celu pokrycia szczytu wieczornego w godzinach 17:00-20:00.

System zarządzania baterią działa na trzech poziomach hierarchicznych. Płyty monitorujące na poziomie ogniw próbują napięcie i temperaturę każdego ogniwa pryzmatycznego w odstępach 200 ms. Kontroler BMS na poziomie modułu agreguje dane z 16 płyt ogniw i egzekwuje progi ochrony, w tym przepięcie przy 3,65 V na ogniwo, niedonapięcie przy 2,50 V na ogniwo, przegrzanie przy 60 stopniach Celsjusza i blokadę ładowania w niskiej temperaturze przy 0 stopniach Celsjusza. Główny system BMS komunikuje się z EMS i falownikiem przez Modbus TCP oraz cyfrowe wyjścia bezpotencjałowe do sygnalizacji awaryjnego wyłączenia.

Prace budowlane rozpoczęły się 6 stycznia 2025 r., obejmując oczyszczenie terenu, wykopanie fundamentów i wylanie betonu pod konstrukcję nośną paneli słonecznych oraz podstawę kontenera baterii. 180 pali fundamentowych instalacji solarnej zostało wbitych na głębokość 1,8 metra, a testy zagęszczenia gruntu potwierdziły nośność przekraczającą 150 kPa we wszystkich lokalizacjach pali. Utwardzanie betonu wymagało 14 dni ze względu na średnią wilgotność w Cebu wynoszącą 82% w styczniu, co nieznacznie wydłużyło harmonogram w stosunku do pierwotnie planowanych 10 dni.

Instalacja modułów rozpoczęła się 3 lutego i została zakończona w 11 dni roboczych przez zespół sześciu instalatorów i jednego inżyniera nadzorującego. Kontener baterii został dostarczony z Portu Cebu 8 lutego przy użyciu niskopodwoziowej przyczepy z eskortą policyjną na trasie lądowej o długości 14 kilometrów, która obejmowała dwa mosty z ograniczeniami nośności, które zostały wcześniej uzgodnione z Departamentem Robót Publicznych i Dróg. Rozładunek kontenera odbył się za pomocą 50-tonowego dźwigu samojezdnego, a dokładność pozycjonowania została zweryfikowana poziomnicą laserową z dokładnością do 5 mm na czterech punktach narożnych podstawy.

Integracja elektryczna, w tym okablowanie DC, instalacja rozdzielnic AC i okablowanie sterujące, zajęła 18 dni roboczych. Najbardziej czasochłonnym pojedynczym zadaniem była instalacja nowego wyłącznika przyłączeniowego do sieci 400A w głównym pomieszczeniu rozdzielni budynku, co wymagało zaplanowanego 8-godzinnego wyłączenia zasilania w całym budynku, skoordynowanego z wszystkimi 43 najemcami z trzydniowym wyprzedzeniem. Uruchomienie rozpoczęło się 18 marca i obejmowało ustrukturyzowany protokół testowy obejmujący 120 punktów, obejmujący pomiary rezystancji izolacji wszystkich szeregów DC przy 1000 V, synchronizację falowników i weryfikację podziału obciążenia, cykle ładowania i rozładowania baterii przy prędkościach 0,2C, 0,5C i 1,0C, walidację logiki sterowania EMS w 48 symulowanych scenariuszach sieciowych i obciążeniowych oraz 72-godzinny nieobsługiwany bieg niezawodnościowy przy pełnej wydajności systemu.

Podczas uruchamiania baterii pojawił się jeden znaczący problem: dwa z czterech modułów baterii wykazały niezrównoważenie stanu naładowania o 7,2% po pierwszym pełnym cyklu rozładowania, co wynikało z rozbieżności oprogramowania układowego na płytach BMS slave, które zostały wysłane z różnymi wartościami przesunięcia kalibracji. Zespół wsparcia zdalnego producenta wdrożył aktualizację oprogramowania układowego za pośrednictwem interfejsu chmurowego EMS 22 marca, a niezrównoważenie zostało zmniejszone do poniżej 1,5% po jednym cyklu ładowania wyrównawczego. Nie było potrzeby wymiany sprzętu. System został formalnie przekazany 2 kwietnia 2025 r., z 12-dniowym opóźnieniem w stosunku do pierwotnego harmonogramu z powodu przedłużonego utwardzania betonu i korekty oprogramowania układowego BMS.

Dane dotyczące wydajności zostały pobrane z bazy danych historycznych EMS obejmującej okres od 2 kwietnia 2025 r. do 1 czerwca 2026 r. W ciągu tych 14 miesięcy system zarejestrował łącznie 426 dni operacyjnych, z 3 dniami planowanego przestoju na półroczne przeglądy konserwacyjne i 2 dniami nieplanowanego przestoju związanego z przepięciem sieciowym 17 września 2025 r., które wywołało ochronę antywyspową falownika i wymagało ręcznego resetu przez technika na miejscu. Ogólna dostępność systemu wyniosła 98,8%.

Produkcja energii słonecznej wyniosła średnio 642 kWh dziennie, z miesięcznymi średnimi wahającymi się od 521 kWh dziennie w grudniu podczas sezonu monsunu północno-wschodniego ze zwiększonym zachmurzeniem, do 718 kWh dziennie w maju podczas pory suchej. Całkowita produkcja energii słonecznej w ciągu 14 miesięcy wyniosła około 273 500 kWh. System bateryjny cyklował średnio 142 kWh dziennie, co odpowiada 0,79 pełnego cyklu dziennie przy użytecznej pojemności 180 kWh. Sprawność baterii w obie strony, mierzona jako energia DC rozładowana podzielona przez energię DC naładowaną w każdym pełnym cyklu, wyniosła średnio 94,8% we wszystkich cyklach, zgodnie ze specyfikacją producenta wynoszącą 95% plus minus 1,5% przy średniej prędkości 0,5C.

Import energii elektrycznej z sieci został zmniejszony z poziomu bazowego przed instalacją wynoszącego 8 400 kWh dziennie do średnio 3 024 kWh dziennie, co stanowi redukcję o 64%. Szczytowe zapotrzebowanie kompleksu mierzone w punkcie przyłączenia do sieci spadło ze 142 kW do 57 kW, znacznie poniżej umownego progu 65 kW i eliminując miesięczne kary za moc szczytową, które przed instalacją wynosiły średnio 18 500 PHP. Wskaźnik autokonsumpcji, zdefiniowany jako energia słoneczna zużyta na miejscu podzielona przez całkowitą produkcję energii słonecznej, wyniósł 91,2%, a pozostałe 8,8% zostało wyeksportowane do sieci w ramach programu net-meteringu po cenie 5,68 PHP za kWh.

Całkowity nakład kapitałowy projektu wyniósł 18 200 000 PHP, co odpowiada około 324 000 USD przy kursie wymiany obowiązującym na początku 2025 roku. Kwota ta obejmuje wszystkie zakupy sprzętu, koszty wysyłki i cła importowe, prace budowlane, robociznę instalacyjną, uruchomienie oraz 5% rezerwy, która została częściowo skonsumowana przez przedłużony okres utwardzania betonu i naprawę oprogramowania układowego BMS. Philippine Board of Investments przyznał 7-letnie zwolnienie z podatku dochodowego od komponentu energii odnawialnej na mocy Corporate Recovery and Tax Incentives for Enterprises Act, obejmujące 72% wartości projektu przypisanej do sprzętu do produkcji energii słonecznej.

Miesięczne oszczędności na kosztach energii elektrycznej wyniosły średnio 1 398 000 PHP w ciągu pierwszych 14 miesięcy, obejmując 1 162 000 PHP z tytułu zmniejszonych opłat za zużycie kWh, 127 000 PHP z tytułu wyeliminowanych kar za moc szczytową i 109 000 PHP z tytułu kredytów eksportowych z net-meteringu. W porównaniu z tym, system generuje około 38 000 PHP miesięcznie kosztów operacyjnych obejmujących umowę o konserwację zapobiegawczą z lokalnym partnerem EPC, zużycie energii przez klimatyzację kontenera baterii, opłaty abonamentowe za chmurę EMS i niewielką alokację na wymianę filtrów powietrza falowników i materiały eksploatacyjne. Netto miesięczne oszczędności wynoszą zatem średnio 1 360 000 PHP.

Przy takim tempie oszczędności netto, prosty okres zwrotu szacuje się na 13,4 miesiąca od uruchomienia, czyli około 14,6 miesiąca, uwzględniając 2-miesięczny okres budowy, podczas którego system nie generował oszczędności. Znormalizowany koszt zmagazynowanej energii, obliczony jako całkowity koszt systemu podzielony przez całkowitą ilość kWh rozładowaną z baterii w ciągu 10 lat zakładanej żywotności przy 5% rocznej stopie dyskontowej, wynosi 6,82 PHP za kWh. Jest to korzystne w porównaniu ze średnią taryfą komercyjną sieci wynoszącą 11,45 PHP za kWh i kosztem zasilania z generatora diesla wynoszącym 28,40 PHP za kWh, na które kompleks wcześniej polegał podczas awarii.

W wywiadzie przeprowadzonym w maju 2026 r. kierownik obiektu Monteverde Complex, Pan Ramon Aguilar, udzielił szczerych informacji zwrotnych na temat pierwszych 14 miesięcy pracy systemu. Jego obserwacje, przedstawione poniżej dosłownie, oferują praktyczny wgląd w codzienne doświadczenia związane z eksploatacją komercyjnego systemu solarnego z magazynowaniem energii w tropikalnym środowisku miejskim.

"Największą zmianą jest to, że przestaliśmy myśleć o zasilaniu" – powiedział Aguilar. "Przed tym systemem każdy poranek zaczynał się od sprawdzania harmonogramu wyłączeń sieci Visayan Electric w moim telefonie. Jeśli zaplanowano 3-godzinną przerwę między 14:00 a 17:00, musiałem zadzwonić do każdego najemcy restauracji, aby go ostrzec, a i tak co najmniej jeden straciłby lodówkę pełną zapasów. Ten ciężar psychiczny jest teraz całkowicie znikomy. Bateria automatycznie pokrywa każdą awarię. Najemcy nawet tego nie zauważają."

Jeśli chodzi o konserwację, Aguilar zgłosił, że półroczna wymiana filtrów klimatyzacji i inspekcja falowników były jedynymi powtarzalnymi zadaniami. "Za pierwszym razem, gdy technik otworzył szafę falownika do 6-miesięcznej kontroli, znalazł gniazdo gekona w dławnicy kablowej. Tego nie było w instrukcji" – zauważył. "Od tego czasu zainstalowaliśmy drobne siatki na wszystkich otworach obudowy. Poleciłbym to rozwiązanie każdemu, kto instaluje ten sprzęt w Azji Południowo-Wschodniej."

Jeśli chodzi o zadowolenie najemców, doroczna ankieta wśród najemców kompleksu wykazała, że wskaźniki net promoter score wśród najemców gastronomicznych wzrosły z 42 do 78 między 2024 a 2026 rokiem, a "niezawodność zasilania" została wskazana jako najważniejszy czynnik w pisemnych komentarzach. Jeden z operatorów restauracji zgłosił 22% redukcję kosztów zepsucia żywności, bezpośrednio przypisywaną wyeliminowaniu awarii chłodniczych.

Aguilar wskazał dwa obszary do przyszłych usprawnień. Po pierwsze, interfejs użytkownika EMS, choć w pełni funkcjonalny dla inżynierów, wymagał około 12 godzin szkolenia, zanim poczuł się komfortowo interpretując trendy stanu zdrowia baterii samodzielnie. Uproszczony widok pulpitu dla personelu technicznego spoza inżynierii zmniejszyłby zależność od zdalnego wsparcia partnera EPC. Po drugie, powiadomienia z aplikacji mobilnej systemu o awariach sieci mają opóźnienie od 45 do 90 sekund z powodu interwałów odpytywania serwera w chmurze, co Aguilar opisał jako "akceptowalne, ale nie idealne" dla kierownika obiektu, który woli wiedzieć o awariach w czasie rzeczywistym.

Kilka spostrzeżeń inżynieryjnych i planistycznych wynikających z tego projektu jest istotnych dla podobnych wdrożeń komercyjnych systemów solarnych z magazynowaniem energii na rozwijających się rynkach tropikalnych.

Po pierwsze, opóźnienie w utwardzaniu betonu w warunkach wysokiej wilgotności powinno być uwzględnione w harmonogramach projektów jako standardowy bufor, a nie jako rezerwa ryzyka. W klimacie Cebu w styczniu 14-dniowy okres utwardzania był przewidywalny, a nie wyjątkowy. Przyszłe projekty w podobnych środowiskach powinny bazować na 15 dniach na prace betoniarskie fundamentów, a nie na 10 dniach powszechnie przyjmowanych w szablonach planów projektowych pochodzących z doświadczeń w klimacie umiarkowanym.

Po drugie, kontrola wersji oprogramowania układowego BMS okazała się pojedynczym punktem awarii, którego można było uniknąć dzięki obowiązkowemu testowi odbiorczemu przed wysyłką, obejmującemu pełny cykl ładowania-rozładowania wszystkich modułów w ich konfiguracji po wysyłce. 5-dniowe opóźnienie w naprawie oprogramowania układowego było możliwe do uniknięcia. Włączenie klauzuli o teście integracyjnym przed wysyłką do umowy dostawy sprzętu wydłużyłoby czas zakupu o około 3 dni, ale wyeliminowałoby ryzyko niedopasowania oprogramowania układowego na miejscu.

Po trzecie, incydent z wejściem gekona podkreśla potrzebę regionalnego projektowania obudów. Chociaż falowniki i moduły baterii mają stopień ochrony IP54 lub wyższy, otwory dławnic kablowych, żaluzje wentylacyjne i osłony portów komunikacyjnych stanowią punkty wejścia dla małej fauny powszechnej w tropikalnych środowiskach przemysłowych Azji Południowo-Wschodniej. Zestaw siatek do modernizacji, kosztujący około 8 500 PHP na całą instalację, zapobiegł temu, co mogło stać się powtarzającym się problemem konserwacyjnym.

Po czwarte, limit eksportu net-meteringu wynoszący 100 kWp nałożony przez lokalną spółkę dystrybucyjną był wiążącym ograniczeniem, które kształtowało cały projekt systemu. Inni klienci komercyjni w obszarze franczyzowym Visayan Electric rozważający systemy solarne z magazynowaniem energii powinni zweryfikować swoje obowiązujące limity eksportu na etapie studium wykonalności, ponieważ te limity bezpośrednio określają optymalny stosunek mocy PV do mocy baterii. W tym projekcie instalacja PV o mocy 151,3 kWp DC była celowo przewymiarowana w stosunku do limitu eksportu 100 kWp, ponieważ bateria mogła pochłonąć nadwyżkę, przekształcając to, co byłoby ograniczoną produkcją, w zmagazynowaną energię do dyspozycji wieczorem.

Na podstawie pozytywnych wyników operacyjnych, Greenpeak Development Corporation zainicjowało studium wykonalności rozbudowy pojemności baterii do 300 kWh w Monteverde, co zwiększyłoby całkowite magazynowanie do 500 kWh i wydłużyło autonomię zapasową z obecnych 3,2 godziny przy pełnym obciążeniu do około 8 godzin. Rozbudowa wykorzystałaby tę samą platformę modułów LiFePO4, wykorzystując wolne miejsca na regałach w istniejącym kontenerze i zapasową moc wejściową DC falowników. Wstępne szacunki kosztów sugerują dodatkową inwestycję w wysokości 6 400 000 PHP, z marżowym okresem zwrotu wynoszącym około 2,1 roku, opartym na unikniętych kosztach planowanej wymiany generatora diesla, której rozbudowa uczyniłaby zbędną.

Dodatkowo, Greenpeak ocenia konfigurację Monteverde jako projekt referencyjny do powielenia w swoich czterech innych nieruchomościach komercyjnych, z łącznym potencjałem rurociągu 600 kWp PV słonecznego i 800 kWh magazynowania baterii w całym portfelu. Rozważana jest strategia zakupu grupowego w celu uzyskania rabatów ilościowych na ceny modułów i baterii.

Niniejsze studium przypadku opiera się na danych operacyjnych z instalacji Monteverde Commercial Complex w Cebu City na Filipinach. Metryki wydajności systemu obejmują okres od kwietnia 2025 r. do maja 2026 r. Wszystkie dane finansowe są podane w peso filipińskich przy stałych wartościach z 2025 roku. W przypadku pytań technicznych dotyczących podobnych wdrożeń komercyjnych systemów solarnych z magazynowaniem energii, prosimy o kontakt z naszym zespołem inżynieryjnym.