中国储能网讯：3月23日，由中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十五届储能大会暨展览会（简称“CIES2025”）在杭州国际博览中心召开。

CIES大会以“绿色、数智、融合、创新”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和规模化工程应用。

在3月24日上午进行的数智化工商业储能解决方案与商业案例专场中，弘正储能有限公司副总经理张鹏做了题为《数字化储能在电力市场化背景下的应用探索》的主题报告演讲。

以下内容根据大会发言整理提炼，仅供参考。

弘正储能有限公司副总经理张鹏

各位专家、各位行业同仁大家上午好！

我今天跟大家分享的题目是“数字化储能在电力市场化背景下的应用探索”，主要分三个部分：

第一，电力市场化背景和新型储能的一些应用机会。

第二，整个数字化储能的价值。

第三，数字化储能的实践与成果。

电力市场化的改革最早应该可以追溯到2022年5号文，当时发布的电力体制改革提到了厂网分开，竞价上网。当时整个国家电力公司分成了两大电网和五大发电集团，引入了竞争。持续发展到2015年，又发布了9号文，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出了管住中间，放开两头。管住中间相当于把输配电网作为一个高速公路，只要交电费可以畅通无阻。放开两头主要在发电侧和配用电侧和售电侧实行市场放开准入，引入竞争。

在这样的改革政策指导下，整个电力交易的方式发生了一些转变，从原来传统电网的购售电模式，从电网购电再卖电给用户，多了几个新的运营主体，一个就是售电公司，还有交易中心。用户侧的企业可以有更多的方式来购售电。一个通过售电公司来购电，另外也可以跟发电侧的一些运营主体，发电侧的一些发电企业进行直购电，尤其是大型企业。另外一块也可以通过交易中心进行市场化的购电。

所以整个在成立了电力交易中心和引入售电公司以后，整个竞争性加强了。这些年从9号文以后，不管是中长期的电力交易政策，还是现货的一些政策，包括最近两年我们建设全国统一电力市场体系的一些政策，在这样的政策驱动下整个中长期和电力现货的市场不断完善，2025年今年按照一些政策文件中提到的应该会形成全国统一电力市场，初步形成全国统一的电力市场。

发展到现在，整个电力市场形成了一些多元化的模式，从不同的角度来看，如果从交易数量和额度看，有电力批发市场和电力零售市场，现在我们的售电公司主要还是通过这种模式，从电力批发市场购电，通过电力零售市场售电，赚取差价。

从整个市场的形势来看，电力实物市场和电力金融市场，从交易品种来看，包括电能量市场，还有容量市场，辅助服务市场和输电权市场。从交割时间来看，有电力现货市场和电力中长期市场。对于我们一个储能企业来说，跟我们关系最大的一个就是现货市场，现货市场又有两块，一个是电能量的现货市场，另外一个是辅助服务市场。

这两块一个是日前，日内和实时的一些交易，主要由电力调度中心负责，开展日前，日内实时电量交易和备用、调频等辅助服务交易。整个电力辅助服务又分成几块，这边是一部分，2021年新的双细则出来以后，后来各个省级电网和区域电网跟进以后，整个品种多了很多。另外主体已经从原有的发电厂变成了很多电力系统，包括用户侧参与，也需要承担辅助服务。这块里面有一些调频，调压，包括黑启动旋转备用，储能在整个电网系统里可以发挥相关的作用。

到现在为止，我们的现货市场已经覆盖了5个省区，试用的有23个省区，大部分的省份已经覆盖到了。另外一块就是辅助服务，调频调峰和备用为主体的省级服务体系基本上建立了，大家可以看到上面的图，从国网下面的各大区域和下面的一些省区基本上都有相应市场化的辅助服务品种。还有一些没有提到的品种，可能还是走原来双细则计划的模式。

在这样的政策驱动下，储能参与整个电力市场有两个比较重要的盈利模式：

一是参与现货的电能量市场，进行低买高卖，获取差价的套利。

二是参与辅助服务市场，获取电网的补贴。

从最新的双细则来看，可参与的主体有各类发电企业，还有售电公司，电力用户，独立储能，虚拟电厂，聚合商都可以作为运营主体参与这两个市场，不仅这两个市场，包括中长期的电力交易市场也可以参与，这给储能带来两个机会，一个是储能的直接机会，整个独立储能作为运营主体进入市场，去获取这两种模式的收益；另外整个用户侧分布式储能通过虚拟电厂和负荷聚合商的身份参与电网的调度，参与市场，进行现货交易，包括辅助服务，还有需求侧响应这样的一些收益模式。

另外一块，从我的角度来看136号文发出来整个新能源入市以后，其实对新能源的调整还是比较大的，新能源未来如何盈利，现在打一个很大的问号。在市场电价变化比较频繁的情况下，对调节资源还是有一定需求的。从整个收益的角度来看，这个也给储能创造了一定的机会。从短期来看新能源强配的政策没有了，可能会受到一定的影响。但是从用户侧储能来说，应该更加的利好，从整个电网角度来看调节资源肯定是缺乏的，源侧的少了，用户侧是不是需要更快的速度上马一些调节资源。

我们售电公司对储能的需求，售电公司从批发市场购电到零售市场去售电，里面有一个很关键的偏差会进行考核，尤其是现在新能源含量越来越多，偏差控制就越来越难。怎么样能有更好地调节资源，帮助它有这样一个控制偏差的能力，这个其实也是储能很好的机会。

另外一块儿工商业企业进市场以后我们的电力用户怎么样去降低电费，新能源和储能配合，能够让企业用到更加优质，更加低廉，更加绿色的电能，这对我们储能企业来说也是比较好的机会。

但是这样的机会要抓取的话，对整个储能的要求会越来越高。储能不仅仅是一个硬件设备了，它是一个具有智能化的动态调节能力的设施，对它的预测能力，动态策略的控制能力，以及稳定运行的能力，包括电网交互和响应的能力要求会更高。这块更多的软性能力，更需要我们的数字化技术提升储能系统的能力。

弘正储能从成立以来就一直聚焦数字化技术，用数字化技术提升储能的整个价值，主要有几块，第一块是前面我们提到的针对市场化未来的趋势。从投资视角看储能其实是运营资产，怎么样我们结合数字化技术提升储能在市场化背景下的盈利能力，提高收益，降低成本，从而创造经济价值，这是一个方面。另外是电力系统安全和保障储能系统安全方面。

在市场化环境下我们提高整个储能系统的经济价值其实遇到两个问题：

一是现在政策不断地在推进，不断地有一些新的政策出台，在这样的政策支撑上我们储能的盈利模式也不断地多样化，从源网侧来看主要由现货套利，辅助服务，共享租赁和容量电价；从用户侧来看，主要是峰谷套利，动态增容，辅助服务，需求响应。

这种多样化的收益模式，我们怎么样适应各种各样环境下不同的收益模式，其实我们需要一套智能化的软件，靠我们的数字化能力提升动态适应能力，去获取更多的收益。

二是刚才我们前面一直提的市场化发展趋势。现在看市场化趋势基本上覆盖到全国了，按最新的政策2030年全国统一的电力大市场要全面建成。在这样的趋势下，大家可以看到新能源参与市场交易，包括现货市场的套利，辅助服务的交易，以及我们用户侧的电价频繁调整，另外工商业用户进市场，这样的一些情况下整个收益出现了很大的不确定性。这种不确定性我们怎么样转化成确定性，这个同样对我们整个数字化的能力要求会比较高一些。

这里面有几个能力是比较关键的：

一是我们对电价的预测能力，比如说刚才我们提到的现货市场，怎么样抓取到最低点，怎么样在最高点把它销售出去，这个时候我们要有很强的电价预测能力。进行电价预测的时候又需要对负荷供需两侧有很强的预测能力，包括对新能源发电、负荷发电的预测，整个预测能力很关键。

二是光有预测还不够，预测准了以后还需要动态地响应，要把它执行下去，这样才能获取到收益。针对控制策略和交易策略的动态响应能力也很重要，基于这两个能力我们可以提前地把储能的收益锁定。

三是和收益相关的是降低成本，通过数字化技术针对我们用户侧不仅仅是峰谷套利，用户侧的企业用户他有很多的痛点，会有很多考核，今天有很多电网公司的领导，包括防逆流的考核，功率因素的考核，超容的考核等等一系列的，包括需量的一些费用。进行峰谷套利的同时这些费用还不能增加，要避免这样的一些考核，这个也是我们软能力很重要的一方面需要做的事情。

另外是整个运维，分布式储能点多，分布区域比较广，我们怎么样更加智能化的远程进行运维，自动化地进行运维很重要，通过我们云边协同的数字化技术去提升它的运维效率也很关键。

另外整个运行过程，我们怎么样降低能耗，提升转化率，这里面可以给大家举一个具体的例子，我们在实际运行过程中通过优化待机时间，还有温控的策略，当时降低了1%～2%的能耗点，还是比较可观的。

整个市场化趋势下获取收益不光是市场化趋势，整个储能系统在运行过程中能获取稳定的收益首先储能系统需要稳定地运行，在去年我们引入了整个AI，一个是电池状态的估计算法和电池异常的估计算法上进行了提升，主要体现在两个方面，一个是整个预警的时间提前了，现在预警的时间储能系统可以提前到10天左右，另外整个状态的运行时间，全生命周期的运行时间提高了。

另外，在稳定运行的情况下我们怎么样获取到收益，刚才我们讲的几个事情。一个是价格预测，还有负荷预测，还有新能源预测，除了这几块预测我们还要转化成控制策略，把控制策略优化以后执行下去。另外我们刚才提到的运维运营过程中怎么提高效率，现在我们引入了第三方开源的大模型，建了自己在储能行业垂直应用的大模型，在整个智能客服和运维上我们形成了一些智能体，提高我们运维的效率。

这是我们优化完以后的效果，在实际的项目上跑过了。下面的固定771，原来我们采用的固定策略，峰谷套利策略盈利771，优化完之后达到了851，提升的比率大概在10%左右。

储能系统的价值，保障整个电力系统安全方面，从电网的角度来看，储能系统是可调节资源，结合整个数字化技术可以解决电力系统的安全问题，创造社会价值。“双碳”目标下整个能源结构转型和电能替代大家可以看到有几个变化，第一个就是新能源的渗透率越来越高了，另外电力电子设备的比例含量也越来越高，另外就是电力负荷增长的速度也比较快，带来了几个问题：

一是供给安全问题。

二是运行安全。

三是整个新能源消纳问题。

要解决这样的一些问题最关键还是需要更多的优质调节资源，储能本质上是调节资源，通过数字化技术给储能赋能，可以提升储能的调节和交互能力，满足电力系统的调节需求，保障电力系统安全。

从电力系统的各个环节，发、输、变、配、用，通过整个数字化系统都可以起到这样的作用。发电侧比较典型的两个应用场景，一个是新能源配储，新能源的波动性和对电网计划的跟踪性通过整个数字化技术+储能可以提升起来。另外盈利模式比较成熟的火电厂配储能，通过我们的数字化技术和储能，和发电机组配合，可以把整个发电机组的调节性能提高起来，可以获取到电网更多的收益，也可以为电网提供更加稳定，性能更高的调节资源。

第二块是网侧，共享储能和独立储能，通过整个储能的控制系统和原有电网的二次系统交互和调度系统交互，可以提供从调频，一次调频到二次调频，再到调峰一系列的辅助服务。现在结合刚才我们李老师讲的如果跟电力电子的设备配合的话，可以提供阻尼，惯量等一系列时间精度更高的服务，保障电网的安全。

第三块是用户侧，首先是工商储，前面我们讲到的除了峰谷套利以外，我们可以在用户侧结合成一个微网，在微网范围内进行自平衡，减小对电网的冲击。另外在台区通过储能可以解决电能质量问题，包括现在我们的红区，新能源消纳的问题，还有台区的一些正过载的一系列问题。

再往大的范围内是虚拟电厂这块，通过虚拟电厂我们聚合分散的储能资源，可以为电网提供服务辅助，提供更多的调节资源，保证电网的安全。

第四块储能系统安全，这块讲得比较多，这里不详细说了。

最后介绍一下我们在数字化储能方面的实践和成果，公司已经形成了全球化的研发生产和销服体系，生产方面有三大基地，两条线在上海，在浙江永康还有5GWh的数字化储能产业基地，研发中心主要分布在上海和南京，销服这块国内的主要城市，还有海外的欧洲大部分国家我们都有相应的销售团队在当地布局。这块是通过研发实验保证我们整个产品品质，还有跟高校的一些合作。

除了前面整个储能生产和储能系统集成方面的支撑外，我们公司在储能数字化体系也进行了比较全面的布局，基本上形成了三个体系，一个是能源调控体系，主要围绕电网安全痛点做的布局，另外一块是能源智能化方面，主要针对收益方面，针对投资方的运营运维的体系我们布局整个方向。未来针对未来市场化趋势我们还有能源预测体系，通过预测的能力提升整个未来在市场化下面的一些盈利能力。

到目前为止，我们已经形成了三级的EMS体系和3S融合的特色，在这样的基础上我们可以提供以EMS为支撑的数字化储能系统集成解决方案，具备几个能力：

一是运维和运营能力。

二是电网交互能力。

三是动态预测与策略调整能力。

围绕这个体系，可以提供整个储能安全和电网安全，还有储能方面的一些保障能力。

产品层面来看，主要是云、边、端三层的产品体系，端侧主要是储能系统集成的产品，包括厢式，柜式，家储系列，可以提供全应用场景的服务。边侧主要是3S产品和控制器。云端针对我们的业务现在可以服务储能、微网和光伏的运维和运营。

最后这块是我们整体的一些有特色的应用场景，我抽了几个出来，一个是最上面的是混合储能调频，电化学储能+飞轮储能的，这个项目电化学储能系统和控制系统用的是我们的，目前已经投运，通过参与电网的一次调频获取相应的收益。第二块是光储微电网系统，主要在园区内，主要的意义是多能互补，光储协同，提升用电质量和降低企业的用电电费。第三块是台区侧储能，一个是我们和台区的光伏进行了联动，另外做了台区的电能质量治理。第四块是工商业储能，主要通过峰谷套利获取相应的收益。

这块是我们整个数字化平台提供的一些服务，场景涉及储能，火储调频，分布式光伏和虚拟电厂。我们现在这些项目也获取到了一些专利，参与了一些技术标准的制定，同时也获取到一些认证报告。

谢谢大家！