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市场上现有的储能控制策略一般只针对单一服务设计，如调频服务、现货价差套利等，并未考虑覆盖多种服务的联合控制策略，因此盈利能力较弱，且盈利方式完全依赖政策性补贴，具有极大的不确定性。本系统的核心算法针对省级电力交易真实规则打造，涵盖中长期交易、现货交易、辅助服务市场、两个细则规则等在内的各项规则，所需业务数据项及获取方式与电厂实际保持一致，可支撑储能配置测算、储能运行控制、新能源电厂侧中长期结算、新能源电厂侧现货结算、新能源电厂侧现货申报等在内的各项功能。本系统核心算法通过技术性优化求解方式，构建储能系统盈利基本逻辑，对政策性补贴的依赖程度显著低于现有模式。本系统的储能运行控制功能，将储能控制核心算法与给定新能源场站的功率预测数据、发电计划数据、风机厂站数据、市场化合同数据等相结合，实时测算该场站最大化收益前提下的储能系统每分钟充放电功率，并自动下达充放电命令。本系统的储能配置测算功能，将储能控制核心算法与给定新能源场站的历史功率预测数据、发电计划数据、风机厂站数据、市场化合同数据等相结合，测算该场站最大化收益前提下的最佳储能功率配置参数与最佳容量配置参数。

本项目主要研究技术亮点包括：（1）基于实际交易规则的建模体系。本项目采用的建模体系，可根据不同省份、不同交易规则版本快速迭代，具备很高的实用性。（2）储能系统成本分摊模型。储能系统涉及一次性投运成本、运维成本、充放电度电成本及电芯更换成本。本模型充分考虑上述参数，构建适合发电侧储能的实用化成本分摊模型。（3）储能系统SOC控制策略模型。储能运行控制时，需测算给定时间段内的SOC控制策略。本模型充分考虑上述实际情况，构建适合发电侧储能的实用化SOC控制策略模型。（4）储能系统充放电控制策略模型。（5）风光机组发电计划曲线优化策略模型。（6）实用化软件架构。本系统的软件架构兼容储能系统1/2/3区部署方式，充分考虑各区域内数据可获取性，在有效降低一线人员工作量的同时，为管理部门掌控储能系统运行状态提供便利。

对于四川省内新能源场站，当政府层面提出储能配置要求时，几乎所有场站均需测算合理的储能配置参数。对于四川省外的在建或待建新能源场站，新能源场站投入运营前，也必须测算合理的储能配置参数。对于四川省外的已投运新能源场站，当其意识到储能系统的IRR可能超过8%时，也将有主动配置储能、主动测算储能配置参数的需求。

储能系统运行过程中，最重要的环节是储能充放电策略，即储能系统应在何时充电何时放电，该环节直接决定储能系统的收入与成本。采用中长期交易规则的新能源场站，在不同时点的充放电价格保持一致，因此充放电策略主要实现补偿及考核费用在内的收入，与储能调用成本间的平衡。采用现货交易规则的新能源场站，因不同时点的充放电价格存在价格差，所以收入环节在中长期的基础上还应叠加现货电价波动套利，盈利能力通常强于纯中长期省份。

当新能源场站配置储能系统后，无论是否使用，储能系统都将随着时间推移不断贬值，当充放电时点不合理时，还可能产生额外的价差损失或考核金额。因此新能源场站在知晓储能系统具备盈利条件的情况下，一般愿意充分利用储能系统，产生经济价值。

大川云能团队学资丰富，技术领头人均为博士学历，基本具有留学经历。团队科技项目众多，目前已开发出园区双碳数字孪生平台、重大场馆运动保电平台、电力系统优化分析软件包、连锁故障仿真系统、电压稳定性评估软件、智能电网调度分析平台、电厂竞价及营销系统、电厂辅助服务成本分析和竞争力评估系统、在线网损分析系统、电网建设项目后评估系统、Webscada-IOT、以及运营态势综合分析系统等一系列实用化软件，受到业界广泛好评，在全国处于领先水平。技术人员：包括电力系统、信息通信、软件工程等领域专业人才共58人，其中博士11人、硕士17人、高级职称人员14人等。

本系统为新能源场站产生的效益受场站自身禀赋、储能系统成本、功率预测准确率、交易规则结算细则、外送通道拥挤程度等众多因素影响，具体效益需结合场站实际运行数据测算。基于现货省份部分新能源场站实际运行数据的测算结果表明，利用本系统规划并控制的储能系统，ROE约10%~18%（仅储能系统，不包含风光场站）。基于中长期省份部分典型新能源场站数据的测算结果表明，利用本系统规划并控制的储能系统，ROE约4%~10%（仅储能系统，不包含风光场站）。

本系统为投资人产生的效益主要为业务咨询、软件销售、软件定制化开发、软件运维等环节的渠道费用分成及投资收益。

建议采用技术合作或者技术服务的形式进行成果转化，技术合作是为了将系统的功能进行优化，技术服务是为了发现系统运行过程中是否还存在漏洞进行完善。