电力改革稳步推进，储能运营正当时

随着山西、广东、山东、甘肃电力现货市场相继转为正式运行，2024年，注定将成为中国电力市场改革过程浓墨重彩的一年。

而时隔近20年再次的修订的《电力市场运行基本规则》，将储能企业纳入新型经营主体，也意味着在电力市场改革的时代洪流中，储能也将打下自己的烙印。

事实上，仅2024年上半年，就有近15个地区在电力中长期市场、电力现货市场、辅助服务市场中，明确了新型储能的参与规则、充放电调用规则、以及充放电电价计费原则。促进储能在电力市场中“一体多用、分时复用”，已不是一句空话，电力现货、调峰调频辅助服务、爬坡辅助服务、容量市场、虚拟电厂等，在不同的区域正在为储能实现多重收益创造条件。

机遇与挑战并存。多元化的应用场景，也意味着更为复杂的市场环境。从简单的削峰填谷，到为电力市场提供不同种类的服务；从被动被电网调用，到主动制定参与策略，储能运营提上日程。

近两年，售电企业、电力交易服务企业的公开资料中，针对储能电站提出的运营服务，开始成为新的业务宣传点。而储能系统集成商、储能项目投资方也依靠从大量项目的建设、运维、运营中积累的宝贵经验，开始深耕储能运营领域，并取得了一定的成绩。

这其中，融和元储，便是典型代表。

中电联发布的《2023年度电化学储能电站安全信息统计数据》为业内揭开了储能“晒太阳”的残酷现实，平均一天0.44个循环，相当于2天一个循环，只达到设计要求的27%。

图：2023年国内储能电站利用情况

数据来源：《2023年度电化学储能电站安全信息统计数据》，中电联

为解决储能电站利用率低的问题，2024年伊始，国家就从顶层政策中，开始为储能电站参与电力市场，提高调度运用水平描绘蓝图。

例如：2月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，推动各类经营主体公平参与辅助服务市场；4月，国家能源局出台《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，肯定储能在电力系统运行中可发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，明确促进新型储能“一体多用、分时复用”；5月，时隔近20年修订发布《电力市场运行基本规则》，新增储能企业为新型经营主体。而在国家顶层政策的指引下，2024年上半年更有近15个区域为储能参与各类电力市场制定了明确的调用规则、充放电电价原则等。

储能的应用已经开始从简单的峰谷套利向参与多种电力市场迈进，市场化收益已经开始成为储能电站最主要的获利途径。统计显示，国内大型储能电站的收益构成中，参与现货交易和辅助服务获得的收益已超过60%。

图：大型独立储能电站收益构成

然而，电力市场化改革带给储能发展机遇的同时，也将挑战一并呈现在参与者面前。

计划向市场转变，不再享有固定电价，不再拥有政府保障调用次数，报量报价还是报量不报价，对电价预测技术、市场理解等，都提出了更高要求。

多重收益叠加，电能量市场与辅助服务市场如何进行市场耦合，实现收益最优化，考验运营经验，也考验算法水平。

收益波动性增大，季节性差异、年度差异、气象周期、产业结构调整等，都将给电力现货价格带来不确定性。而地域性电力系统构成差异、各具特色的区域性政策等，也对套利水平带来了直接的影响。

储能电站运营，重要性凸显。

储能电站运营重要性显然已经吸引了众多的目光。不仅仅是以电力交易服务为主营业务的售电公司、电力交易企业，头部的储能系统集成商都在纷纷进行相关布局。

图：融和元储交易中心

基于“融和·白泽”数智平台，融和元储打造了分别针对源网侧储能电站运营、用户侧工商业储能系统运营、储能电站运维管理的三大数字化管理平台：储擎电力交易辅功决策系统、天禄智控运营管理系统、以及山海智控运营管理系统。

储擎电力交易辅功决策系统：源网侧大储运营系统，核心功能覆盖分析预测、策略制定、模拟运行、统计结算。支持查看指定省份气象数据以及日前市场、实时市场的出清数据、发电出力数据以及电价趋势信息帮助用户制定储能电站现货交易运行策略。

天禄智控运营管理系统：工商业储能运营系统，通过项目集控快速发现有问题的储能系统。支持削峰填谷、虚拟电厂、V2G等多种功能，可进行项目监控、收益管理、电芯预警、系统管理等。

山海智控运营管理系统：储能电站运维管理系统，可进行预测性维护。火储、集中式储能、工商业储能、新能源配建储能综合性运维管理。

通过以上布局，融和元储已经“不仅是储能系统集成商”。更是通过全方位运营服务、数字化运维服务，成为了可为储能项目提供优越盈利能力的储能项目运营商。

融和元储储能运营服务

融和元储的储能电站运营服务，已经取得了阶段性的成果。

目前，融和元储数字化服务，可承担80%以上的监督管理工作、90%以上的设备维修任务；现货收益保持各区域同类项目前5%；具备电池诊断、维护、评估能力，可为储能电站提供全生命周期保障。

以山东区域两电站的运营为例，融和元储运营的1号、2号储能电站，在山东电力市场中获得的综合电价差均高于市场中位数，其中2号储能电站综合电价差更是较市场中位数高出18.58%。

同时，通过虚拟电厂运营、需量管理、策略优化管理等多种方式，融和元储工商储运营平台已助100+项目高质量运营。

以浙江某项目为例。2024年7月18日浙江电力交易中心发布了2024年7月19日下午3:30-4:30调峰需求，融和元储大数据算法预测，该用户可在7月19日该时段负荷下降约0.4MW，具备一定容量的调峰能力。

通过虚拟电厂平台申报削峰调峰，该用户最终完成响应，当天该用户额外增收270元。该项目储能规模为0.25MW/0.5MWh，7月19日标准节能收益约900元，虚拟电厂收益为客户额外增收30%。

以广东某项目为例，项目业主安装储能规模0.375MW/0.75MWh。该业主负荷特性明显，白天集中生产，负荷较大，晚间休息，负荷较低。因此，储能可通过在负荷高峰时段放电，降低用户需量。

业主原最大需量约700kVA，变压器容量800kVA，按容缴费，月基本电费为18400元。储能降低需量后，月最大需量仅为380kVA左右，改为按需收费，月基本电费为13680元，即储能为业主节约需量电费26%。

以江苏某工商储项目为例，2023年9月，江苏某工商业用户负荷特性发生变化，下午5点后工厂负荷下降较多，第二次循环无法放空电量。智能化运营平台系统及时跟踪到这一变化，自动进行策略优化，减少平段充电，为客户提升收益超10%。

策略优化前后的SOC变化曲线明显的揭示了这变化：

策略优化前项目SOC变化曲线：下午16时电站满充至100%，但17时后工厂用电量降低，电站无法完全放电，剩余电量约40%。

策略优化后项目SOC变化曲线：下午16时电站充电量降低至70%，工厂用量策略不变，剩余电量低于10%。

全流程跟踪，一站式服务

得益于积累的大量储能项目实际经验，并依靠其自身及合作伙伴的在金融、产品、运营端的强大资源，融和元储更可为客户提供从项目开发、到交付运营、再到资产回收的全生命周期服务：

融和元储成立于2019年6月，早在2021年底，其在火电储能联合调频应用场景中，市占率就已超20%，领跑中国市场。随后公司提前预判行业发展，聚焦于面向终端运营价值的能源数字化产品、大规模储能系统集成产品、工商业储能产品、绿电交通车载能源产品，并关注各类新型储能技术的发展及适配应用场景。同时融和元储基于其对电力系统的深度认知，致力于为储能资产提供全生命周期的增值服务。

截止目前，融和元储国内累计运营规模近3GWh，储能系统累计出货8GWh。