據國家能源集團新能源院消息，近日，新能源院作為研發單位牽頭承擔的國家能源集團浙江溫州梅嶼100兆瓦/200兆瓦時電化學儲能電站項目啟動設計，進入實質性建設階段。
這一項目是國內首個以大容量集中式儲能電站為主體的虛擬電廠、首個以虛擬電廠參與輔助服務全要素的商業運營示范工程、首個以大容量儲能電站為主體的虛擬電廠運行評價平臺、首個全流程合規的高標準大型儲能電站標桿示范工程。
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該項目的順利實施也填補了我國集中式儲能電站應用的技術空白。
項目組針對虛擬電廠“集中+分布式”資源協同出力置信度提升，自主研發能量管理平臺，聚合周邊分布式資源和可控負荷，最終建成整體規模不低于200兆瓦的新型虛擬電廠。
工程建成后，預計每年可通過直接參與調峰、調頻等服務收益5000余萬元，并通過實時接入采暖、電動汽車充電站、分布式新能源發電等可調資源，節約15億元電網新建投資成本；同時，預計每年可提高清潔能源消納4.8億度電，減少碳排放38萬噸。
▌集中式儲能優勢凸顯
正如上文所述，這一項目針對的一個要點為“集中+分布式”資源協同出力，這也是集中式獨立儲能的優勢所在。
此前南方電網5.56GWh超預期的儲能電池采購下，已有機構指出，儲能正在發生從電源側強制配儲到電網側集中式儲能的結構性轉變。
相較于新能源分散配儲，中泰證券10月16日研報梳理了集中式獨立儲能的三大優勢：
其一，新能源配儲調度權在場站而不在電網，將使得場站各自為政，造成儲能資源閑臵浪費；集中式儲能被電網調度，可集中區域內儲能資源統一控制調配，發揮規模和集群效應。
其二，獨立儲能單體容量大，直接并入主網接受調度，對儲能系統的運作性能及可靠性要求更高；而多數新能源項目業主將配儲視為純成本項，對價格更為敏感。
數據顯示，7月儲能項目招標中，新能源配儲平均中標價為1.56元/W，獨立儲能平均中標價為2.15元/W.分析師認為，從中可以看出獨立儲能對系統及設備要求相對更高，將對電力系統發揮更為積極的作用。
東吳證券也認為，今年儲能電池與逆變器價格上漲，進而導致儲能價格上漲，漲價后光儲電站收益率將下滑2%-3%。因此，強制配儲要求下刺激獨立儲能和儲能租賃模式(共享儲能)出現。
值得一提的是，就在本月濟南諾能新能源與山能新能源簽訂分布式光伏電站共享儲能租賃合同，租賃容量1.5MW，租賃期限5年，實現分布式光伏共享儲能租賃“零”的突破。
另外，近期華東第首臺的獨立大型集中式儲能電站蕭山電廠電化學儲能電站也已首次并網成功。
▌虛擬電廠可聚合資源池持續擴大
隨著儲能等基礎資源建設加速，虛擬電廠可聚合資源池也迅速擴大，據國家電網預測，2025年有望形成最大負荷5%的系統調節能力。
前文提及的項目也將聚合周邊分布式資源和可控負荷，最終建成整體規模不低于200兆瓦的新型虛擬電廠。
天風證券也認為，虛擬電廠核心在于“聚合”和“通信”，通過先進信息通信和監測控制技術，實現對海量分布式能源、儲能系統、可控負荷等的聚合和協調優化，有利于充分挖掘系統靈活性調節能力和需求側資源。
目前，我國虛擬電廠主要通過聚合集成資源，參與輔助服務市場獲利。頭豹研究院預計，到2030年我國虛擬電廠市場規模將達到1314億元，2022-2030年均復合增速24.4%；十四五階段虛擬電廠仍以參與需求響應盈利，電廠收入分成在40%-50%區間。
