1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称《蓝皮书》），明确了新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，以及提出新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年）。

虚拟电厂是近期多份国家政策文件提及的重点业态，在新型能源体系构建和保障电力系统安全稳定运行中具有重要价值，国网能源研究院立足国家战略部署，瞄准研究前沿，成立“虚拟电厂攻关研究团队”，梳理国内外相关情况，就发展前景、核心技术、商业模式等关键问题思考总结，力求取得研究成果，推动各方形成共识，服务虚拟电厂融入我国能源安全和绿色低碳发展大局，实现健康快速发展。

虚拟电厂是电力数字化的一个应用方向，准确的说，是负荷侧数字化的发展方向。

所以负荷侧数字化的水平，以及今后的发展方向，决定了虚拟电厂的应用未来。

一、虚拟电厂迎来发展黄金期

基于新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题，《蓝皮书》指出，新型电力系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。

华西证券认为，新型电力系统在推行“源网荷储”协同互动中，首先是要最大化调动/发挥负荷侧调节响应能力，而虚拟电厂则是负荷侧的核心场景之一，兼具灵活性与经济性。据其测算，预计2025年虚拟电厂的运营市场规模将达到近千亿元，2030年将超过4500亿元。

据悉，现阶段，从技术层面看，虚拟电厂是一套数字化智能分析系统，通过先进的信息通信和监测控制技术，实现海量分布式能源信息采集、数据分析与聚合优化控制。从业务看，虚拟电厂是一套完善可持续的商业模式，通过聚合海量分布式能源，参与电力市场，辅助电网平抑波动、稳定供需。

此外《蓝皮书》提出，未来以分布式智能电网为方向的新型配电系统形态逐步成熟，就地就近消纳新能源，形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局。

有新能源电企对《证券日报》记者表示，分布式智能电网与虚拟电厂都有对电源、储能、可控负荷的调控能力，同时虚拟电厂本身还是智能电网的一部分。不过智能电网是从（配）电网的角度，将所辖区域的“源网荷储”四个维度内容全部包括在内，虚拟电场虽然也会不同程度接入电源、储能、可控负荷的设备和系统，但单体容量相对较小，而且调控目标以节能经济性、可调裕度及参与电网辅助服务为目标。

“同样，分布式智能电网也需适应高比例新能源并网条件下‘源网荷储’‘多向互动’的灵活变化，”上述新能源电企表示，伴随大规模新能源和分布式能源接入，对电力系统的灵活调动及新能源功能等方面预测要求需求提升，预计市场需求逐步旺盛的大趋势下，在预测、储能、交易、智能电网服务等各环节将形成多个服务厂家竞争的局面。

二、负荷侧数字化水平很低

从电力的专业环节上，我们分为“发电、输电、配电、用电”几个环节（还包括调度、市场等）。

这里有个概念是交叉的，即物理的配电网，和配电专业，并不完全一致。

对电网来说，配电专业管辖的是公共配电网，而公共配电网只是物理配电网络的一部分。

对物理配电网来说，用电环节包含对用户配电网（微电网）、以及连接在电网最末端的各类资源（比如负荷、分布式发电、分布式储能）的管理。

从电力数字化的水平来看，电网数字化的水平最高，国网从2006年的SG186“智能电网”工程开始，每年在自动化、信息化领域百亿级别的投资，大幅度提升了数字化水平，南网也不遑多让。

发电数字化水平其次，这些年各大发电集团在“智慧电厂”的趋势下，也大幅提升了发电领域的数字化水平。

但是电力用户的负荷侧数字化，一直处于非常低的水平。

管理的基础是数字化，负荷侧低水平的数字化，已经成为虚拟电厂发展的最大制约之一。

虚拟电厂是对分散式电力资源管理，这些管理包括：汇聚、抽象、调控、交互。

虚拟电厂所管理的，绝大多数是负荷侧的资源，这些资源分布在配电网的最末端。当用户配电（微）网的数字化和管理水平很低时，自然对末端资源的管理水平也很低。

大多数用户配电网（在很多用户意识里，那都不是配电网）的管理和数字化水平，落后于上一级（公共配电网）20年以上。

虽然都是配电网，差距就是这么大。这种差距，对公共配电网的管理也带来很多困扰，比如用户内部故障，继电保护装置越级跳（用户配电保护装置不动作，电网保护装置动作）。

三、目前不能靠虚拟电厂提升负荷侧数字化水平

紧接着的问题就是，谁来提升用户配电网的数字化水平，是不是靠虚拟电厂的这些第三方就可以？

但是这里又带来另一个悖论：虚拟电厂目前是无法持续盈利的，甚至虚拟电厂目前的这些盈利，无法弥补负荷侧数字化的投入。

如果财务上单独核算，目前绝大多数虚拟电厂项目是亏损运行的。

这些项目之所以能成立，有的是因为电网企业作为试点项目，不计成本的投入（当然，其实也计，一部分计入了输配电价，另一部分是电力交易中心的交易盈余）；有的是发电企业在光伏、储能投资中，包含了负荷侧数字化部分投资；有的是售电业务前期承担了负荷侧数字化投入，然后把需求响应补贴作为边际收益等。

虚拟电厂大规模推广之前，需要建立负荷侧数字化的商业模式，而不是等着虚拟电厂这个商业逻辑成立，再去做负荷侧的数字化。

这就有点像：在美团、拼多多商业模式成立以前，智能手机已经商业自洽了，卖智能手机已经可以赚钱了。

否则让拼多多去送智能手机，那拼多多的商业模式肯定是不成立的。

四、负荷侧数字化，无法单独衡量收益

经常有光伏投资方面的朋友问：一个用户的能源数字化项目，ROI怎么算？是不是可以用节能量去算投资回报？

在实际项目中，大量的分布式光伏项目（工商业），以“目录电价”为基准，计算光伏售电价格折扣，形成一种变相的效益分享型合同能源管理模式，与用户签订光伏售电合同。

所以他们自然认为负荷侧能源数字化投资是不是也带有这种属性。

我的回答是：即使是工商业分布式光伏，目前已经取消目录电价，现货市场的出清价格也呈现波动频繁、峰谷价差拉大的趋势，未来不存在锚定价格，怎么计算固定收益率。

光伏尚且如此，面对负荷随生产订单变化，订单跟随行业景气度、客户需求度不断变动，负荷侧数字化的节能效益很难明确计算，怎么算ROI？

甚至ROI这个概念都不能用于负荷侧数字化和虚拟电厂，因为ROI更多的是一种“固定资产投资”的经济价值计算方式。

负荷侧数字化和虚拟电厂，本质上是一种“企业服务”，而非资产投资。

而目前积极投入“虚拟电厂”业务的，自认为有先天优势的发电企业们，正是用“建电厂”的，大干快上的投资逻辑，去理解“软服务”的虚拟电厂。

当对一个事物发展的底层逻辑，认知出现偏差，这个事物的发展也一定会一地鸡毛。

五、负荷侧数字化，本质是管理意识提升

负荷侧数字化水平为什么这么低？个人认为是负荷侧的企业，能源管理水平较低导致的。

在实际项目中，我们见过很多负荷侧数字化工具，只是作为建设项目的一部分，在验收以后就没有发挥作用。

为什么工商企业的能源管理水平较低？这是因为过去处于高速增长阶段，企业更多的关心主营业务的发展，不会关注作为辅助业务的“企业能源管理”，是否产生管理价值，说白了就是能保证企业正常生产就好。

用电企业的能源管理意识水平，决定了负荷侧数字化水平，最终决定了虚拟电厂能否落地，并持续前进。

从目前来看，需要进一步通过政策影响（比如需求响应、能源双控、碳排放约束），市场价格信号，以及专业的能源服务等综合手段，去推动企业建立这种意识，并且通过数字化和管理，产生可见价值。

因此虚拟电厂的推动，不是靠简单投入数字化项目，也不是靠单纯的光伏、储能、售电、节能，而是一种企业管理提升，更类似企业财务优化或者ERP流程优化。

负荷侧数字化，其实只是财务管理软件或者ERP软件，现在多数的企业不会问“投资一个ERP，ROI是多少”这样的问题了。

国家为了提升能源消费侧的绿色能效水平，无论是以前的节能服务、再到分布式光储建设、微电网与多能互补等，一直在出台相关政策，但始终落入“项目投资”的模式，这是与能源行业长期以“基建思维”为主导分不开的。

当一个行业进入中低速增长期，原有的建设思维必须转换为运营思维和管理思维，这时候才是数字化的最佳机会。

房地产行业从“卖房子”变成“自持物业运营”，将迎来房地产管理数字化的高峰。

负荷侧也是一样的逻辑，虚拟电厂的深刻意义，也在于此。

文章来源： 能投委 ，证券日报，能源杂志