從總的趨勢上看，高比例可再生能源下新型電力系統建設需求是催生儲能技術，尤其是新型儲能技術大規模應用的基本需求。一方面，源側和荷側滲透性電源的快速增長帶來了間歇性和波動性的問題，而用戶側電氣化水平提高尤其是新型電氣化設施的推廣也快速推高了負荷側的波動性，形成了典型的“鴨型曲線”并可能進一步向“峽谷曲線”演化。平抑這些波動需要大量的靈活性資源進行調節，并能夠和“源網荷”側有效互動，支撐傳統堅強電網向新型電力系統轉型。

儲能技術的一個最根本作用是將能源“節點”、“網絡”從波動性、不可控狀態變得相對可調可控，這些可調可控的“節點”和“子網絡”進一步聚合并接受整個區域的新型電力系統統一調度，保障供電可靠性和供需動態平衡。所有的靈活性來源中，電池儲能技術是目前所有新興技術中在技術、商業成熟度上接近于大規模推廣的重要方向。

電池儲能以其靈活、快速充放電特性與不同的場景相結合，催生了電池儲能的各類應用。按大的方向分，有發電側、電網側、用戶側儲能。按場景上分，又分為了多個不同的場景。2021年的時候，我們和IRENA、鑒衡合作印發的《電力儲能評估框架》中，也列舉了國際上電池儲能的八大重點應用場景，包括電網運行備用、靈活性調節、電價差套利、VRE出力平滑、延緩電網擴容、節約調峰電廠投資、離網VRE支持和“電表后”儲能。最近幾年，電池儲能在國內獲得了飛速發展，國內儲能的建設規模應該說已經在全球范圍內總體領先。到今年6月，全國已建成新型儲能項目裝機超過1733萬千瓦/3580萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時。但是也應該看到，相對于十四五12億千瓦可再生能源裝機目標和新型電力系統建設要求，儲能作為靈活性資源基礎設施的建設還遠遠不足。

在這么大的建設需求下，回歸到傳統熱電/火電，在儲能應用上能做什么？我們看到，電廠也逐步從傳統源側和傳統荷側“兩個方向”開展“源網荷儲一體化”示范和推廣。傳統源側主要面向發電市場、調頻等，傳統荷側主要面向用戶側分布式能源和綜合能源服務等市場。在分布式電源（光伏、電動汽車、儲能、需求響應等等）具備商業化試點和推廣能力后，一個有意思的現象是，傳統的源側也在往荷側、網側延伸，融合多種分布式能源在推進大電源側小負荷側的源網荷儲，傳統的荷側在往源側、網側衍生，推進大負荷側小電源側的源網荷儲，形成了某種“相向而行”的效果。只不過，由于兩側所面向的市場不同，其定位和最終所達到的目標和效果不同。

在上述兩個方向上，相對于傳統源側的定位，傳統火電/熱電廠面臨的最大的轉型是走出“高墻大院”，主動或被動地走向市場化開發。除了分散的分布式能源開發，在能源局整縣開發紅頭文件下發后，很多電廠還面臨整縣、整區域開發的任務。新型電力系統下電網“包干包建包產”的方式必然要有所調整和變化，那么電廠在傳統荷側開展規模化開發時，除了要“看天看地”之外，還要“看潮流”。看天主要是看光資源，看地主要是看屋頂等可開發資源、看可消納負荷。電網的靈活性不足和潮流約束將會成為規模化開發的一項重要約束，進而會影響電廠的投資結構和投資效益。這一部分往往是以儲能作為重要基礎設施為建設內容的。

一個明顯的變化在于電網對于分布式能源并網方式的態度變化。在傳統的網架結構和潮流走向不足以兜底大規模分布式電源并網時，那么電廠必然面臨從電網兜底的保障性并網向保障性并網、市場化并網結合，再向全部市場化并網轉型的三個階段。從前兩年江蘇省江北配儲10%、江南配儲18%的市場化并網要求，到可能在2024年落地的浙江分布式風光發電配儲10%的規定，電廠在打開廠門走向市場的時候，也面臨著從單一分布式發電投資項源網荷儲不同組合形式投資組合的變化。分布式儲能技術的應用還遠未達到新型電力系統所需的靈活性調節容量要求。

但是強制性“一刀切”配儲比例是否就是合理的呢？我們認為，這仍然是轉型過程一個階段性的操作方式，只是現實合理性的必然產物。

這要從幾個方面分析，第一，可再生能源大規模開發需要大量的靈活性資源調節，靈活性資源的巨大缺口足以支撐這部分儲能的消納，現在不是怕超配，而是想方設法強制或鼓勵市場主體多建。市場的靈活性往往來自于資源的冗余性，從某種程度上，有冗余才有空間。第二，部分可再生能源的單一發電平準化發電成本可以與煤電競爭，但是考慮其波動性治理所需的靈活性資源后則不一定，那么這部分靈活性資源投資成本需要有其他單一資源進行收益讓渡，儲能的配置是要跟著收益的方向走。第三，在市場化的框架下，市場主體愿不愿意配儲取決于市場機制和盈利模式，在當前政策性主導、市場化未充分建立起來的階段，儲能的應用主要來自于相對簡單的服務機制和盈利模式方向上。而從資源優化配置、全生命周期效益最優的角度出發，儲能沒必要一定要切分為電源側、電網側、用戶側三個部分，而是從整個電力系統潮流的角度進行全局優化配置，確定最佳的儲能布局、容量分布和調度策略，但這種精細化的活單靠政策做不了，謀篇布局、方向引導、大規模基礎設施建設靠政策，資源優化、精細化操作則主要靠有監管的市場化機制。

這種市場化機制必然與傳統熱電/火電廠的轉型同頻共振。在市場化機制下，源網荷儲多側多種分布式能源可以通過有效聚合、靈活參與全國或區域的能量、電力、節能、碳、需求響應、輔助服務等市場，最終形成了以資源聚合和優化調度為基本前提和特征的獨立運營商、聚合服務商。這種機制下，傳統熱電/火電廠的優勢是什么，基于社會責任和優勢所產生的定位是什么，基于定位應該做什么，這仍然是一個需要摸索、試錯和市場化博弈的過程。由于對市場的理解不同、起步周期不同，傳統的發電集團在各自所處的階段所執行的策略也不同。過去兩年也體現出了一些明顯分化的特點。

但不管是輕資產重運維、重資產輕運維還是其他方式，市場化后對于傳統電廠的數字化能力要求將極大提高。實際上，在統一市場化機制與同質化運維能力下，零和博弈特征越來越突出的市場里，數字化能力將是決定市場主體能否獲得相對競爭優勢的關鍵。而數字化能力也是推動傳統熱電、火電企業從運營實體電廠到成功運營虛擬電廠轉型成功的關鍵。

這里簡單介紹兩個源側、荷側的源網荷儲一體化的項目案例。第一個是大唐當涂電廠風光儲充零碳樓宇源網荷儲一體化項目，第二個是大唐華東電力試驗研究院的電池儲能+智慧能量管理系統項目。

大唐當涂電廠的源網荷儲一體化項目實質上還是大電源側的電廠負荷側的綜合能源，包含了屋頂光伏和光伏車棚，合計裝機約1.35MWp，新建10kW/20kWh全釩液流電池儲能系統、2臺小型風力發電機、4*7kW慢充以及基于微網控制器的風光儲充一體化調度管理。項目目前已經通過驗收，項目建成后，綜合辦公樓能耗降低20%，年均綠色電力生產和消納90萬度以上，年節約標煤270噸，年二氧化碳減排量800噸。這是該電廠風光儲充項目建成后的場景，從這里可以看到屋頂風力發電機組、屋頂光伏、光伏車棚、充電樁。當涂電廠的新型儲能技術采用的10kW/20kWh的全釩液流電池系統，支持0~100%的充放電循環，循環壽命在15000次以上。這個電池系統是根據場景需要和技術示范選型路線定制的系統。該項目配建有零碳樓宇智慧能源管理系統，支持對風光儲充荷側協同的智慧能源管理，提供能量計量、運行監測、能耗分析、運行優化等在內的管控功能。

第二個案例是大唐華東院電池儲能+智慧能量管理系統。這個項目是在傳統荷側的場景實現了源網荷儲一體化建設和運營管理，同時支持與中心側虛擬電廠運營平臺的對接能力，實現云邊端一體化管控。從項目建設內容上，包括40jkWp屋頂分布式光伏、50kW/100kWh磷酸鐵鋰電池儲能系統、七要素氣象站、36*7kW慢充以及作為可調節負荷的空調系統。光儲充系統同時與建筑負荷互動，支持在離網狀態下的黑啟動并為敏感負荷提供應急供電。

該源網荷儲一體化項目的分布式電源的分布情況：包括屋頂的分布式光伏、氣象站、空調系統,一樓實驗室的敏感負荷、地下一層的變電所、充電樁和電池儲能等建設內容。這里是一些項目建成后的實景。基于電池儲能的儲能和快速調節能力，項目對儲能并離網、變電所并離網電源切換進行了整體設計和改造，支持在離網時快速切換到儲能應急供電模式，并可進一步支持光儲協同，進一步提高離網黑啟動支撐和保供能力。電池儲能系統的核心在于三個柜子：并離網柜、電氣柜和電池柜。這些設備都是在與園區電氣系統相配合的情況下定制或現場制作的。

項目配建有園區智慧能量管理系統。從“五遙”的角度看，除了并離網切換由電氣系統支撐外，平臺可以實現對電池儲能的遙測遙控遙調，支持電池儲能在手動、自動模式下多種運行模式的切換。其他分布式電源主要實現了遙測功能，支持高精度負荷預測、光伏出力預測，為二期實現源網荷儲融合運行優化打下基礎。

應用數字孿生技術，建立了園區的精細數字化模型，基于數字空間可以快速查看儲能、光伏、空調、氣象站等站點或設備的分布、運行狀態、告警信息。系統提供了運行監測、智能告警、集控運行、控制策略配置等功能，支持監測、控制一體化。項目自組了工業級WiFi通信工控網絡，基于所采集的實時參數能夠對總體和各分布式能源的能量、收益、碳排放、減排量進行計算分析，為系統的安全運行和整體能源管理提供信息化支持。系統同時提供了飛輪儲能、虛擬電廠運營平臺的數據接口，支持分布式能源的拓展，支持和中心平臺互動實現中心側統一調度管理。