儲能產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展，需要市場化的盈利機制形成。過去由于我國電力市場基本還是計劃經(jīng)濟的市場，主要通過國家政策進行調(diào)節(jié)。由此造成儲能產(chǎn)業(yè)長期不能形成穩(wěn)定可靠的收益來源，缺乏內(nèi)在的動力機制，基本是一個“政策驅(qū)動”的市場。也因此形成許多儲能設(shè)施“建而不用”、或等效利用低的情況。新能源配儲表現(xiàn)最為明顯，但因為有國家戰(zhàn)略的需要，國家和政府大力推動，新能源配儲還能繼續(xù)得到高速發(fā)展；2023年興起的工商業(yè)儲能，雖有分時電價拉大峰谷差，使部分地區(qū)工商儲能有較好收益，但本質(zhì)上也還是一個政策市場，電價政策一變整個行業(yè)就會遇冷。缺乏由市場供需決定的價格形成機制，儲能產(chǎn)業(yè)就始終不能得到良性的發(fā)展，儲能的價值也無法得到真正的發(fā)揮和體現(xiàn)。因此，解決我國儲能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的根本問題，還是其市場化盈利機制的確立，這需要國家政策和市場兩端發(fā)力。

一、新型儲能的盈利機制健全，是推動行業(yè)長足健康發(fā)展的必要條件

隨著國家電力市場改革進入深水區(qū)，新型儲能的盈利機制也在逐步健全，國家和地區(qū)推動新型儲能參與電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場，部分地區(qū)出臺容量補償政策。但新型儲能項目仍面臨著電力現(xiàn)貨價格波動區(qū)間受限、輔助服務(wù)品種單一、多重服務(wù)收益無法共享、容量市場尚未普及、調(diào)用水平無法保障等問題。中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會秘書長劉勇提出，需通過適當增加現(xiàn)貨市場價差和波動，豐富新型儲能收益品種，建立容量電價機制等方式，體現(xiàn)新型儲能的價值，推動儲能在市場中獲得合理收益。

當前我國儲能一半以上收益依賴容量租賃，極大影響了儲能項目投資建設(shè)的積極性和效果。截至2024年6月底，全國已發(fā)布約2160余項與儲能直接或間接相關(guān)的政策，廣東、浙江、山東、安徽等地儲能政策最為集中；2024年上半年，全國共發(fā)布儲能直接或間接相關(guān)政策425項，是去年同期的1.6倍。

從各項政策來看，新能源配儲的方式越來越靈活，各地都鼓勵租賃或購買獨立共享儲能容量。相較于美國等國家，當前我國儲能項目收益來源有限且存在一定的不確定性。盡管國家出臺了諸多政策和文件均強調(diào)儲能參與電力市場，可通過容量租賃、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和容量補償?shù)确绞将@得收益，但由于我國電力市場此前一直以計劃調(diào)度和雙邊協(xié)商為主，市場化程度相對較低，大多省份上述收益不能同時獲得。

在分時電價上，雖然多地動態(tài)調(diào)整分時電價，但峰谷價差同比呈下降趨勢。今年前8個月，32個地區(qū)最大峰谷價差的總體平均值為0.68元/kWh，同比-6.7%，低于工商業(yè)儲能經(jīng)濟性0.7元/KWh行業(yè)通行價差水平；而且按國家電力市場改革方向，未來將以電力現(xiàn)貨交易取代分時電價，儲能通過政策性的峰谷價差套利空間將受到一定限制。

電力現(xiàn)貨市場方面，由于尚處于起步階段市場還不夠成熟，價差設(shè)置不夠精細，交易品種不夠豐富，電價不僅波動幅度很大而且預(yù)測十分困難，多數(shù)企業(yè)對儲能設(shè)施的營運能力不足、運營經(jīng)驗積累不多且工具手段有限，難以通過精準預(yù)測從現(xiàn)貨交易中獲取較好的收益，目前現(xiàn)貨均價同比去年上半年還有普遍下降。

調(diào)峰輔助服務(wù)方面，目前輔助服務(wù)市場品種單一，市場容量尚小。2024年2月國家發(fā)改委、能源局發(fā)布196號文件（《建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》），明確提出電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，不再運行調(diào)峰等功能類似的市場，通過優(yōu)化現(xiàn)貨市場的峰谷價差等設(shè)置，引導(dǎo)發(fā)用側(cè)市場行為實現(xiàn)調(diào)峰功能，使儲能通過提供輔助服務(wù)的收益不確定性增加；同時對調(diào)峰服務(wù)的價格上限，強調(diào)按照新能源項目消納成本不高于發(fā)電價值確定，原則上不高于當?shù)仄絻r新能源上網(wǎng)電價。

容量租賃方面，容量租賃價格受供需影響較大，租賃價格偏低，租賃期限短，租賃周期不理想，儲能容量租賃的收益有限。

容量補償方面，河北、浙江對電網(wǎng)側(cè)獨立儲能給與容量裝機補償，內(nèi)蒙古、新疆等地按照放電量給與容量補償，補償?shù)慕痤~也比較有限。

從儲能整體收益水平看，我國儲能收益水平要遠低于美國、歐洲等發(fā)達國家。美國CAISO、ERCOT電池儲能平均收益水平最好，過去兩年呈增長趨勢。從收益構(gòu)成上看，澳大利亞、英國儲能收益來源以輔助服務(wù)為主，隨著輔助服務(wù)市場的飽和，收益水平出現(xiàn)了大幅下降，但即便如此，從每年每MW的收益來看，整體水平仍然高于國內(nèi)。另外，與國外典型國家相比，國際市場中大部分收益來自于市場化的能量市場和輔助服務(wù)市場，容量市場占據(jù)一小部分；而我國國內(nèi)獨立儲能電站一半以上的收益依賴容量租賃，租賃年限和租賃價格難以保證，未來仍需在儲能如何參與電力市場方面持續(xù)探索和發(fā)力。

二、新型儲能的市場化發(fā)展，既需企業(yè)技術(shù)降本也需通過電力市場改革創(chuàng)造穩(wěn)定可靠的收益渠道

新型儲能實現(xiàn)盈利的前提，是度電成本的下降。這既需要企業(yè)自身通過技術(shù)創(chuàng)新實現(xiàn)降本，也需要市場端通過電力市場改革為儲能創(chuàng)造更穩(wěn)定可靠的收益來源。

遠景儲能總裁田慶軍在第十一屆中國國際光儲充大會演講中提出預(yù)判，“2025年將是儲能行業(yè)的一個分水嶺。也就是說，明年儲能有望在部分省份實現(xiàn)獨立盈利。”其作出這一預(yù)判是基于兩個邏輯：第一是儲能價格和度電成本的下降；第二是基于電力市場尤其是電力現(xiàn)貨市場的開放程度。

自去年中旬以來，儲能行業(yè)從電芯到系統(tǒng)集成（包括工商儲能柜），均迎來新一輪降價潮，儲能系統(tǒng)招標、中標價格持續(xù)下降。進入今年，其價格進一步下探。數(shù)據(jù)顯示，今年年初，大儲市場儲能系統(tǒng)中標價格還在0.8元/Wh附近，而目前價格已下滑至0.5元/Wh左右；工商儲能產(chǎn)品有企業(yè)也報出0.598元/Wh的最新低價，相比去年高點時的1.55元/Wh，已是近三倍的差價。

當前我國儲能行業(yè)價格的走低，除上游碳酸鋰價格長期維持在超低位因素之外，主要得益于儲能系統(tǒng)通過技術(shù)創(chuàng)新和精細化管理推動的產(chǎn)品迭代升級，從而使得儲能產(chǎn)品實現(xiàn)了大幅降本。當然在很大程度上，也是產(chǎn)能過剩嚴重情況下企業(yè)之間“卷價格”的結(jié)果。

最直接的體現(xiàn)，就是2024年以來大容量、高能量密度的儲能產(chǎn)品接連發(fā)布，且紀錄不斷被打破：今年4月份寧德時代正式發(fā)布6.25MWh天恒儲能系統(tǒng)；6月蘭鈞新能源即推出7.03MWh儲能系統(tǒng)；而在EESA儲能展上，遠景儲能正式推出8MWh集裝箱系統(tǒng)。標準20尺集裝箱容量越大，意味著能量密度越高，度電成本也就越低。不僅僅創(chuàng)造了儲能系統(tǒng)本身的單kW價格的下降，還創(chuàng)造了整個電站其他成本的降低，如電纜、BOT、用地等都在下降，使得儲能系統(tǒng)的度電成本整體下行。

儲能最終能實現(xiàn)的價值，最重要的是參與電力現(xiàn)貨市場交易。有專業(yè)人士指出，對儲能未來的終極發(fā)展形態(tài)，先要理解“儲能的本質(zhì)是交易”。實際是指做儲能不論是產(chǎn)品還是項目，其價值最終要能通過交易，賣的出去、有人買和用才能實現(xiàn)，市場要能夠接受才能發(fā)揮出其應(yīng)有的價值。在高比例新能源接入電網(wǎng)的情景下，儲能將成為電網(wǎng)的“穩(wěn)壓器”，不僅幫助電網(wǎng)調(diào)頻調(diào)峰，還會具備構(gòu)網(wǎng)功能，支撐新型能源系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。而除此之外，新型儲能未來發(fā)揮價值的最重要場景，是參與電力現(xiàn)貨市場交易。如工商業(yè)企業(yè)，可以基于現(xiàn)貨市場的交易規(guī)則，讓已投運的儲能電站進行峰谷套利，存儲的綠電通過多次充放，在電力現(xiàn)貨市場通過實時交易實現(xiàn)盈利。

電動汽車作為中長期補充電化學(xué)儲能的重要方式之一，也將在推動儲能技術(shù)發(fā)展和應(yīng)用中發(fā)揮重要作用。多家頭部電池企業(yè)負責人在多個演講場合中指出，未來新能源汽車也是一個移動的儲能設(shè)備。即通過新能源汽車與電網(wǎng)的“V2G車網(wǎng)互動技術(shù)”，電動汽車在不使用時將電池中儲存的電能賣回給電網(wǎng)；或者在電網(wǎng)負荷高峰時提供電力支持獲得電力輔助服務(wù)收益，使電動汽車不僅可以終身不用付費，而且還可以在V2G車網(wǎng)互動中通過充放電賺取差價獲得收益。隨著國家發(fā)改委等部門發(fā)布關(guān)于推動車網(wǎng)互動規(guī)?；瘧?yīng)用試點工作的通知，新能源汽車行業(yè)迎來了新的發(fā)展機遇，為行業(yè)帶來革命性的變革。

三、儲能參與現(xiàn)貨交易的可能性，有賴于電力市場的進一步開放

我國從2015開始推動電力市場化改革，確立并推進“現(xiàn)貨+中長期”市場模式，加快推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，促進各類型電源和用戶參與現(xiàn)貨市場。2022年1月，國家發(fā)改委、能源局在《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》中明確提到，到2030年實現(xiàn)新能源全面參與市場交易的總體目標。此后，國內(nèi)新能源入市節(jié)奏明顯加快。

《中國新能源發(fā)電分析報告2024》顯示，2023年國內(nèi)新能源市場化交易電量6845億kWh，占新能源發(fā)電量的47.3%，部分大型發(fā)電企業(yè)新能源參與現(xiàn)貨市場的比例已經(jīng)超過50%。如今，國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場在多個省市試點多年后，正在陸續(xù)轉(zhuǎn)為正式運行。2023年12月22日，山西電力現(xiàn)貨市場正式運行，成為我國首個正式運行的電力現(xiàn)貨市場。2024年6月山東電力現(xiàn)貨市場正式投入運行。

目前，已有山西、廣東、甘肅、山東四個省份電力現(xiàn)貨市場正式投運，全國大部分省份也基本完成了電力現(xiàn)貨市場試運行，接下來將會有越來越多的市場進入現(xiàn)貨市場。

儲能參與現(xiàn)貨市場，相當于打開了儲能的全新“收益渠道”，盈利性問題將會全面改善。電力現(xiàn)貨市場是電力市場體系的重要組成部分，是電力建設(shè)的核心和關(guān)鍵，也是構(gòu)建全國統(tǒng)一大市場的重要組成部分。新能源發(fā)電有著隨機性、間歇性、波動性等特點，這給電網(wǎng)平穩(wěn)運行帶來了挑戰(zhàn)。電力現(xiàn)貨市場以發(fā)電成本最小化為目標，按照供需關(guān)系自動匹配成交，實現(xiàn)電力現(xiàn)買現(xiàn)賣，價格能漲能降。通過建立和完善現(xiàn)貨市場機制，引導(dǎo)各類資源參與電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，有力支撐電力保供，有效促進新能源消納，最終實現(xiàn)保供應(yīng)、促轉(zhuǎn)型、穩(wěn)價格的多重目標。

現(xiàn)貨市場的實時價格正在成為電力系統(tǒng)最隱蔽的調(diào)度員，通過競爭形成體現(xiàn)時空價值的市場出清價格，形成主要由市場決定能源價值機制的關(guān)鍵，并配套開展調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)交易，對電力市場化改革有重要促進作用。行業(yè)普遍認為，國內(nèi)新能源全面參與電力市場交易的時間可能會提前。遠景儲能田慶軍曾提出，“過去大家對儲能價值的理解，局限在調(diào)峰調(diào)頻方面。但我們認為儲能本質(zhì)上就是交易，其最大、最核心的價值創(chuàng)造還是在電力現(xiàn)貨市場進行峰谷套利?！?/p>

新能源電力未來進入電力現(xiàn)貨市場交易，最大的改變在于綠電將由市場定價，改變過去按項目投資測算的基準價全額保障性收購，按照市場供需體現(xiàn)新能源電力的價值和價格。未來風電、光伏發(fā)電全部進入現(xiàn)貨市場以后，大規(guī)模的風電和光伏全部進入電力現(xiàn)貨市場，基于市場調(diào)節(jié)，因風光發(fā)電的隨機性、波動性、不確定性特點，使得新能源中長期曲線合同在現(xiàn)貨市場交付時面臨量和價兩個方面的風險。新能源典型出力和現(xiàn)貨市場的價格走勢基本上是反向運行，新能源出力高時現(xiàn)貨價格走低，新能源發(fā)電匱乏時現(xiàn)貨價格走高。這種趨勢特征，也會導(dǎo)致新能源企業(yè)出現(xiàn)多發(fā)電量低價賣、欠發(fā)電量高價買（即因天氣變化影響的發(fā)電不穩(wěn)定，多發(fā)了的電就要低價賣出，發(fā)電不足必須出錢買夠規(guī)定的發(fā)電量）的窘迫局面。因此，我國新能源電力企業(yè)屆時在現(xiàn)貨市場交易的價格壓力，肯定會越來越大。

實施電力現(xiàn)貨市場交易，電價具有的波動性和不確定性，給進入該市場的儲能用戶盈利，反而能帶來更大的機會。新能源大發(fā)時段，低成本電力太多，發(fā)電資源富裕，尤其在新能源大省，由于新能源電力占比高，將會出現(xiàn)大量的“零電價”甚至“負電價”的時段，也反映了不同時段的電力真實價值。我國山東已在電力市場出現(xiàn)多次負電價時段，美國、歐洲等多地每年負電價時段越來越長，新型儲能參與電力市場交易，可利用新能源發(fā)電的這種特點，在電力市場以最低的成本買電，用電高峰時段高價賣電實現(xiàn)套利，由此將迎來嶄新的發(fā)展。

目前，我國新型儲能參與電力市場獲取收益的方式主要有三種：第一是容量租賃市場，通過向新能源企業(yè)或工商業(yè)用戶租賃儲能容量的方式獲得收益；第二參與電能量市場交易，依據(jù)現(xiàn)貨市場電價低充高放，獲取電費的價差收益；第三是參與電力輔助服務(wù)獲取收益，但與電量交易互斥，同一時刻只能二選一。

相比電能量市場，輔助服務(wù)市場尚不健全，儲能項目尚未能在提供穩(wěn)定服務(wù)同時獲取穩(wěn)定收益。獨立儲能參與電能量市場，充電時段作為購電方，參與用戶側(cè)的電費結(jié)算，承擔電量電費、容量電費、輸配及政府性基金附加等費用；放電時段作為售電方，參與發(fā)電側(cè)的電費結(jié)算，收取電量電費、容量補償。

實施電力現(xiàn)貨交易，將徹底改變新能源 “政策強配”格局，大大激發(fā)新能源企業(yè)“自主配儲”的積極性。2024年5月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《電力市場運行基本規(guī)則》，明確定義了新型經(jīng)營主體包括儲能企業(yè)、虛擬電廠、負荷聚合商等。基于新能源電力參與現(xiàn)貨市場存在的客觀問題，“新能源配儲”將具有新的內(nèi)涵，不再是政策“強配”，而將變成眾多新能源企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營的自主意愿，以解決其 “多發(fā)電量低價賣，欠發(fā)電量高價買”的現(xiàn)實問題。此外，儲能作為獨立主體參與電力現(xiàn)貨交易，也更能有效實現(xiàn)“低谷儲電高峰放電”的套利機制，充分發(fā)揮儲能在新型電力體系中的功能價值。

此外，隨著電力現(xiàn)貨市場建設(shè)發(fā)展，輔助服務(wù)市場也將逐步完善。發(fā)電企業(yè)可通過提供調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)提高保供能力。2024年5月，國家發(fā)改委第20令發(fā)布《電力市場運行基本規(guī)則》，自2024年7月1日起施行。相比2005年的原文件，最顯著的變化是電力市場交易類型中新增了“容量交易”。其標的是在未來一定時期內(nèi)，由發(fā)電機組、儲能等提供的能夠可靠支撐最大負荷的出力能力。根據(jù)新型電力系統(tǒng)建設(shè)需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機制，探索通過容量補償、容量市場等方式，引導(dǎo)經(jīng)營主體合理投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕。這又將為新型儲能打開另一個收益渠道。

至此，我國新型儲能的盈利性問題將得到解決，市場將徹底擺脫“政策強配”下“建而不用”的尷尬局面；用戶側(cè)投建光儲一體的積極性也將大為提高。我國新型儲能的發(fā)展，將走上健康有序、持續(xù)快速發(fā)展的快車道。

四、電力改革推動儲能市場化的盈利機制逐步形成，提高儲能運維效率和效益已顯得越來越迫切

在“政策強配”下我國新型儲能“建而不用”已是常態(tài)。目前全國已有28個省區(qū)市出臺10-20%新能源強制配儲政策，強制配儲占電源側(cè)儲能比重超過80%。但從實際運行數(shù)據(jù)看，由于主動支撐等能力不足、收益模式不明確，新能源強制配儲平均利用率低。據(jù)相關(guān)統(tǒng)計，2023年我國電化學(xué)儲能平均運行系數(shù)僅為0.13(日均運行小時 3.12h、年均運行小時1139h)，平均利用率指數(shù)27%，平均等效充放電次數(shù)162次，平均出力系數(shù)0.54，平均備用系數(shù)0.84。這些數(shù)據(jù)，意味著大多數(shù)的儲能電站實際的利用率都不能達到設(shè)計充放電次數(shù)的一半。

另據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的調(diào)研報告顯示，新能源強制配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，而新能源強制配儲項目等效利用系數(shù)僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能的15.3%，電網(wǎng)儲能的14.8%以及用戶側(cè)儲能的28.3%。2024年上半年，電化學(xué)儲能運行情況相較去年上半年有所提升，日均運行小時由4.17h 提升至4.27h，日均利用小時由2.16h提升至2.55h，日均等效充放電次數(shù)由0.58次提升至0.63次（相當于每1.6天完成一次完整充放電）,平均利月率指數(shù)由34%提升至42%。

新能源配儲“建而不調(diào)”或“建而不用”，主要反應(yīng)在強制配儲領(lǐng)域。有數(shù)據(jù)顯示，我國用戶側(cè)、電網(wǎng)測、新能源強制配儲項目平均利用率，分別只有65%、38%、17%。多位業(yè)內(nèi)專家分析，新能源配儲調(diào)用系數(shù)低，除開因前期企業(yè)招標采購重價不重質(zhì)，采購的電池儲能產(chǎn)品能量密度低、有效容量不足、調(diào)峰能力不足，充不滿放不光、過充過放，以及儲能電芯實際壽命短（5到7年）、儲能衰減過快，電池產(chǎn)品達不到其性能要求外，最核心的，則是儲能項目的經(jīng)濟性問題。

由于大多數(shù)儲能項目缺乏可靠的收益回收渠道，多數(shù)新能源項目在政策要求下為了順利并網(wǎng)發(fā)電進行配建。有項目單位透露，“反正建了也不用，就買個最便宜的產(chǎn)品”，劣幣驅(qū)逐良幣，自然造成大量項目閑置和投資的浪費。此外，目前新能源配儲的運行基本只能達到一充一放，且集中式新能源參與電力市場的電價基本鎖死在0.3元/度左右，新能源配儲賺取峰谷價差的空間極為有限。

只有合理的電價機制，電化學(xué)儲能電站才有經(jīng)濟性，行業(yè)才能良性發(fā)展。在第12屆儲能國際峰會主旨演講中，中國工程院院士印彪建議，制定新型儲能調(diào)度運營的規(guī)則和標準，同時還要完善新型儲能參與電力市場的運營機制，加快現(xiàn)貨市場的建設(shè)，完善新型儲能電站參與電能量市場和輔助服務(wù)市場的有關(guān)細則，適度拉大峰谷價差，讓新能源配儲能夠賺取到合理的電價價差。

針對這些問題，為促進儲能產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展，國家加大電力市場改革。2024年伊始，國家就從頂層政策中，開始為儲能電站參與電力市場，提高調(diào)度運用水平進行規(guī)劃布局。2024年2月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》，推動各類經(jīng)營主體公平參與輔助服務(wù)市場；4月，國家能源局出臺《關(guān)于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知》，肯定儲能在電力系統(tǒng)運行中可發(fā)揮調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、備用、黑啟動、慣量響應(yīng)等多種功能，明確促進新型儲能“一體多用、分時復(fù)用”；5月，修訂發(fā)布《電力市場運行基本規(guī)則》，新增儲能企業(yè)為新型經(jīng)營主體。

在國家頂層政策的指引下，2024年上半年更有近15個區(qū)域為儲能參與各類電力市場制定了明確的調(diào)用規(guī)則、充放電電價原則等。隨著山西、廣東、山東、甘肅電力現(xiàn)貨市場相繼轉(zhuǎn)為正式運行，2024年注定將成為中國電力市場改革過程具有里程碑意義的一年。

儲能的應(yīng)用已經(jīng)開始從簡單的峰谷套利向參與多種電力市場邁進，市場化收益已經(jīng)開始成為儲能電站最主要的獲利途徑。統(tǒng)計顯示，國內(nèi)大型儲能電站的收益構(gòu)成中，參與現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)獲得的收益已超過60%。

電力市場化改革給儲能帶來新的發(fā)展機遇同時，也對儲能項目的投資建設(shè)帶來新的挑戰(zhàn)，儲能電站運營的重要性更加凸顯。儲能的價格形成機制由計劃向市場轉(zhuǎn)變，不再享有固定電價，不再擁有政府保障調(diào)用次數(shù)，儲能項目在電力市場交易是“報量報價”還是“報量不報價”，這對儲能企業(yè)對電價預(yù)測技術(shù)、市場理解等，都提出了更高要求。

電價走向市場化，宏觀上電力市場的峰谷價差將會迎來高度的不確定性；微觀上對業(yè)主存續(xù)期用電量也是高度依賴。多重收益疊加，電能量市場與輔助服務(wù)市場如何進行市場耦合，實現(xiàn)收益最優(yōu)化，既考驗企業(yè)的運營經(jīng)驗，也考驗算法水平，儲能的收益波動性增大。包括季節(jié)性差異、年度差異、氣象周期、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整等，都將給電力現(xiàn)貨價格帶來不確定性。而地域性電力系統(tǒng)構(gòu)成差異、各地不同的區(qū)域性政策等，也對套利水平帶來了直接的影響。為此，儲能電站運營的重要性，已成為新能源配儲項目不得不考慮的重要問題。

儲能多元化的應(yīng)用場景，也意味著更為復(fù)雜的市場環(huán)境。從簡單的削峰填谷，到為電力市場提供不同種類的服務(wù)；從被動被電網(wǎng)調(diào)用，到企業(yè)主動制定參與策略，儲能運營提上日程。近兩年，售電企業(yè)、電力交易服務(wù)企業(yè)的公開資料中，針對儲能電站提出的提供運營服務(wù)，開始成為其新的業(yè)務(wù)宣傳點。而儲能系統(tǒng)集成商、儲能項目投資方也依靠從大量項目的建設(shè)、運維、運營中積累的寶貴經(jīng)驗，開始深耕儲能運營領(lǐng)域，并取得了一定的成績。

儲能電站運營重要性已得到多方高度重視。不僅僅是以電力交易服務(wù)為主營業(yè)務(wù)的售電公司、電力交易企業(yè)，頭部的儲能系統(tǒng)集成商都在紛紛進行相關(guān)布局。包括源網(wǎng)側(cè)儲能電站運營、用戶側(cè)工商業(yè)儲能系統(tǒng)運營、儲能電站運維管理，均需通過數(shù)字化、AI人工智能、算力算法等技術(shù)，搭建數(shù)字化的管理運營平臺，形成相關(guān)的管理系統(tǒng)。

如國電投旗下的融和元儲，在儲能項目的運維上，搭建了儲擎電力交易輔功決策系統(tǒng)、天祿智控運營管理系統(tǒng)、山海智控運營管理系統(tǒng)三大數(shù)智化的運營管理系統(tǒng)。

其儲擎電力交易輔功決策系統(tǒng)為源網(wǎng)側(cè)大儲的運營系統(tǒng)，覆蓋分析預(yù)測、策略制定、模擬運行、統(tǒng)計結(jié)算。支持查看指定省份氣象數(shù)據(jù)以及日前市場、實時市場的出清數(shù)據(jù)、發(fā)電出力數(shù)據(jù)以及電價趨勢信息，幫助用戶制定儲能電站現(xiàn)貨交易運行策略。天祿智控運營管理系統(tǒng)為工商業(yè)儲能運營系統(tǒng)，通過項目集控快速發(fā)現(xiàn)有問題的儲能系統(tǒng)。支持削峰填谷、虛擬電廠、V2G等多種功能，可進行項目監(jiān)控、收益管理、電芯預(yù)警、系統(tǒng)管理等。山海智控運營管理系統(tǒng)為儲能電站運維管理系統(tǒng)，可進行預(yù)測性維護，包括火儲、集中式儲能、工商業(yè)儲能、新能源配建儲能綜合性運維管理。

通過以上布局，融和元儲已經(jīng)“不僅是儲能系統(tǒng)集成商”。更是通過全方位、數(shù)字化運維服務(wù)，成為了可為儲能項目提供優(yōu)越盈利能力的儲能項目運營商。目前，融和元儲數(shù)字化服務(wù)，可承擔80%以上的監(jiān)控管理工作、90%以上的設(shè)備維修任務(wù)；現(xiàn)貨收益保持各區(qū)域同類項目前5%；具備電池診斷、維護、評估能力，可為儲能電站提供全生命周期保障。

五、儲能市場化盈利機制的形成和確立，必將推動儲能產(chǎn)業(yè)走上健康持續(xù)發(fā)展的快車道

電力現(xiàn)貨交易，將可能大幅提高儲能的經(jīng)濟性。電力現(xiàn)貨市場交易，系根據(jù)電力市場供給與需求情況進行實時定價。該機制的建立，將使儲能可以更好地利用風光新能源發(fā)電高峰時段的超低價格在電力市場買電和儲電、用電高峰時放電獲取更豐厚的收益。尤其在風光新能源發(fā)電頂峰時段，為促進新能源的消納、緩解電網(wǎng)的壓力，將可能有許多“零電價”、甚至“負電價”的時段出現(xiàn)，這對儲能增大收益非常有利。因此，電力現(xiàn)貨市場政策的全面實施，實際更有利于儲能，使儲能的經(jīng)濟性得到大幅提升。

儲能經(jīng)濟性的提升，將在一定程度上刺激儲能項目投資建設(shè)運營的積極性。包括新能源配儲，也將使業(yè)主配建儲能的投資由成本項轉(zhuǎn)為收益項；獨立共享儲能因項目經(jīng)濟性的提升，亦將有更多的投資人投建獨立儲能項目；工商儲能領(lǐng)域第三方投建運維工商儲能的動力也將大大增強，而成為一門風險較低、收益回報穩(wěn)定和較為豐厚的“好生意”。此外，項目現(xiàn)金流回收的風險降低，工商業(yè)企業(yè)自主投建儲能的積極性，也有可能得到比較大的提高。

因此預(yù)計，接下來的2025年，我國新能源源網(wǎng)側(cè)、工商業(yè)用戶側(cè)的儲能，將可能迎來一波較大的增長；整個儲能產(chǎn)業(yè)也將獲得一個健康有序、持續(xù)發(fā)展的良性機制和良好環(huán)境。