据国家能源集团新能源院消息，近日，新能源院作为研发单位牵头承担的国家能源集团浙江温州梅屿100兆瓦/200兆瓦时电化学储能电站项目启动设计，进入实质性建设阶段。
这一项目是国内首个以大容量集中式储能电站为主体的虚拟电厂、首个以虚拟电厂参与辅助服务全要素的商业运营示范工程、首个以大容量储能电站为主体的虚拟电厂运行评价平台、首个全流程合规的高标准大型储能电站标杆示范工程。
该项目的顺利实施也填补了我国集中式储能电站应用的技术空白。
项目组针对虚拟电厂“集中+分布式”资源协同出力置信度提升，自主研发能量管理平台，聚合周边分布式资源和可控负荷，最终建成整体规模不低于200兆瓦的新型虚拟电厂。
工程建成后，预计每年可通过直接参与调峰、调频等服务收益5000余万元，并通过实时接入采暖、电动汽车充电站、分布式新能源发电等可调资源，节约15亿元电网新建投资成本；同时，预计每年可提高清洁能源消纳4.8亿度电，减少碳排放38万吨。
集中式储能优势凸显
正如上文所述，这一项目针对的一个要点为“集中+分布式”资源协同出力，这也是集中式独立储能的优势所在。
此前南方电网5.56GWh超预期的储能电池采购下，已有机构指出，储能正在发生从电源侧强制配储到电网侧集中式储能的结构性转变。
相较于新能源分散配储，中泰证券10月16日研报梳理了集中式独立储能的三大优势：
其一，新能源配储调度权在场站而不在电网，将使得场站各自为政，造成储能资源闲Z浪费；集中式储能被电网调度，可集中区域内储能资源统一控制调配，发挥规模和集群效应。
其二，独立储能单体容量大，直接并入主网接受调度，对储能系统的运作性能及可靠性要求更高；而多数新能源项目业主将配储视为纯成本项，对价格更为敏感。
数据显示，7月储能项目招标中，新能源配储平均中标价为1.56元/W，独立储能平均中标价为2.15元/W。分析师认为，从中可以看出独立储能对系统及设备要求相对更高，将对电力系统发挥更为积极的作用。
东吴证券也认为，今年储能电池与逆变器价格上涨，进而导致储能价格上涨，涨价后光储电站收益率将下滑2%-3%。因此，强制配储要求下刺激独立储能和储能租赁模式（共享储能）出现。
值得一提的是，就在本月济南诺能新能源与山能新能源签订分布式光伏电站共享储能租赁合同，租赁容量1.5MW，租赁期限5年，实现分布式光伏共享储能租赁“零”的突破。
另外，近期华东首台独立大型集中式储能电站萧山电厂电化学储能电站也已首次并网成功。
虚拟电厂可聚合资源池持续扩大
随着储能等基础资源建设加速，虚拟电厂可聚合资源池也迅速扩大，据国家电网预测，2025年有望形成最大负荷5%的系统调节能力。
前文提及的项目也将聚合周边分布式资源和可控负荷，最终建成整体规模不低于200兆瓦的新型虚拟电厂。
天风证券也认为，虚拟电厂核心在于“聚合”和“通信”，通过先进信息通信和监测控制技术，实现对海量分布式能源、储能系统、可控负荷等的聚合和协调优化，有利于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源。
目前，我国虚拟电厂主要通过聚合集成资源，参与辅助服务市场获利。头豹研究院预计，到2030年我国虚拟电厂市场规模将达到1314亿元，2022-2030年均复合增速24.4%；十四五阶段虚拟电厂仍以参与需求响应盈利，电厂收入分成在40%-50%区间。
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