從電力數字化的水平來看，電網數字化的水平*高，國網從2006年的SG186“智能電網"工程開始，每年在自動化、信息化領域百億級別的投資，大幅度提升了數字化水平，南網也不遑多讓。

       發電數字化水平其次，這些年各大發電集團在“智慧電廠"的趨勢下，也大幅提升了發電領域的數字化水平。

       但是電力用戶的負荷側數字化，一直處于非常低的水平。管理的基礎是數字化，負荷側低水平的數字化，已經成為虛擬電廠發展的*大制約之一。虛擬電廠是對分散式電力資源管理，這些管理包括：匯聚、抽象、調控、交互。

       虛擬電廠所管理的，絕大多數是負荷側的資源，這些資源分布在配電網的*末端。當用戶配電（微）網的數字化和管理水平很低時，自然對末端資源的管理水平也很低。

       大多數用戶配電網（在很多用戶意識里，那都不是配電網）的管理和數字化水平，落后于上一級（公共配電網）20年以上。

       雖然都是配電網，差距就是這么大。這種差距，對公共配電網的管理也帶來很多困擾，比如用戶內部故障，繼電保護裝置越級跳（用戶配電保護裝置不動作，電網保護裝置動作）。

       緊接著的問題就是，誰來提升用戶配電網的數字化水平，是不是靠虛擬電廠的這些第三方就可以？

       但是這里又帶來另一個悖論：虛擬電廠目前是無法持續盈利的，甚至虛擬電廠目前的這些盈利，無法彌補負荷側數字化的投入。

        如果財務上單獨核算，目前絕大多數虛擬電廠項目是虧損運行的。

        這些項目之所以能成立，有的是因為電網企業作為試點項目，不計成本的投入（當然，其實也計，一部分計入了輸配電價，另一部分是電力交易中心的交易盈余）；有的是發電企業在光伏、儲能投資中，包含了負荷側數字化部分投資；有的是售電業務前期承擔了負荷側數字化投入，然后把需求響應補貼作為邊際收益等。

       虛擬電廠大規模推廣之前，需要建立負荷側數字化的商業模式，而不是等著虛擬電廠這個商業邏輯成立，再去做負荷側的數字化。

     

       經常有光伏投資方面的朋友問：一個用戶的能源數字化項目，ROI怎么算？是不是可以用節能量去算投資回報？

       在實際項目中，大量的分布式光伏項目（工商業），以“目錄電價"為基準，計算光伏售電價格折扣，形成一種變相的效益分享型合同能源管理模式，與用戶簽訂光伏售電合同。

       所以他們自然認為負荷側能源數字化投資是不是也帶有這種屬性。

       我的回答是：即使是工商業分布式光伏，目前已經取消目錄電價，現貨市場的出清價格也呈現波動頻繁、峰谷價差拉大的趨勢，未來不存在錨定價格，怎么計算固定收益率。

        光伏尚且如此，面對負荷隨生產訂單變化，訂單跟隨行業景氣度、客戶需求度不斷變動，負荷側數字化的節能效益很難明確計算，怎么算ROI？

       甚至ROI這個概念都不能用于負荷側數字化和虛擬電廠，因為ROI更多的是一種“固定資產投資"的經濟價值計算方式。

       負荷側數字化和虛擬電廠，本質上是一種“企業服務"，而非資產投資。

       而目前積極投入“虛擬電廠"業務的，自認為有先天優勢的發電企業們，正是用“建電廠"的，大干快上的投資邏輯，去理解“軟服務"的虛擬電廠。

       當對一個事物發展的底層邏輯，認知出現偏差，這個事物的發展也一定會一地雞毛。

       負荷側數字化水平為什么這么低？個人認為是負荷側的企業，能源管理水平較低導致的。

       在實際項目中，我們見過很多負荷側數字化工具，只是作為建設項目的一部分，在驗收以后就沒有發揮作用。

       為什么工商企業的能源管理水平較低？這是因為過去處于高速增長階段，企業更多的關心主營業務的發展，不會關注作為輔助業務的“企業能源管理"，是否產生管理價值，說白了就是能保證企業正常生產就好。

       用電企業的能源管理意識水平，決定了負荷側數字化水平，*終決定了虛擬電廠能否落地，并持續前進。

       從目前來看，需要進一步通過政策影響（比如需求響應、能源雙控、碳排放約束），市場價格信號，以及專業的能源服務等 綜合手段，去推動企業建立這種意識，并且通過數字化和管理，產生可見價值。

       因此虛擬電廠的推動，不是靠簡單投入數字化項目，也不是靠單純的光伏、儲能、售電、節能，而是一種企業管理提升，更類似企業財務優化或者ERP流程優化。

       負荷側數字化，其實只是財務管理軟件或者ERP軟件，現在多數的企業不會問“投資一個ERP，ROI是多少"這樣的問題了。

國家為了提升能源消費側的綠色能效水平，無論是以前的節能服務、再到分布式光儲建設、微電網與多能互補等，一直在出 臺相關政策，但始終落入“項目投資"的模式，這是與能源行業長期以“基建思維"分不開的。

        當一個行業進入中低速增長期，原有的建設思維轉換為運營思維和管理思維，這時候才是數字化的*佳機會。

房地產行業從“賣房子"變成“自持物業運營"，將迎來房地產管理數字化的高峰。

負荷側也是一樣的邏輯，虛擬電廠的深刻意義，也在于此。"

       看完文章受益頗豐，本文主要是想結合文章探討電力用戶負荷側，也就是企業微電網數字化的實現方式及其意義。

虛擬電廠本質上是運用能源互聯網技術，把數以千計的企業微電網分散的可控負荷、充電樁、分布式光伏、分布式儲能等整合起來，變成具有一定規模、可調節的負荷資源和發電容量，通過這個看不見的“電廠"來配合大電網的需求響應，解決電網峰谷差大、局部電力供應緊張等問題的同時從中獲利，這對電網和用電企業是雙贏的。今年以來，虛擬電廠頻獲政策支持，在行業內掀起發展熱潮，主要原因在于我國電力峰谷差矛盾日益突出，未來在緩解供需矛盾，提高電網穩定性和靈活性上，虛擬電廠可以發揮出關鍵作用。

      虛擬電廠在國外已經有比較成熟的運行機制，但是現階段國內虛擬電廠真正落地的項目很少，且大多為試點項目，如俞慶先生所說一方面是虛擬電廠目前無法持續盈利；另一方面虛擬電廠的基礎設施，也就是數量眾多的企業微電網數字化程度太低，前期需要投入較多的資源先實現企業微電網的數字化。企業微電網側低水平的數字化，已經成為虛擬電廠發展的*大制約之一。

       企業的能源管理意識決定了企業電網的數字化水平，接下來會有進一步的政策（比如需求響應、能源雙控、碳排放約束）和價格激勵機制去推動企業建立微電網數字化，為虛擬電廠的推廣和發展做好基礎設施的建設，同時也提高企業的能源管理意識，并通過數字化的能源管理對企業產生價值。那企業怎么建立適用于自身的微電網數字化呢？

        企業微電網的數字化系統(EMS)包含安裝于現場的傳感器、智能網關和微電網數字化軟件。傳感器用于監測和控制企業內部的負荷設備和分布式發電設備(系統)，現場傳感器的數據接入邊緣計算智能網關，每個智能網關可以看做是一個區域指揮部，采集所接傳感器數據進行協議轉換后上傳EMS和轉發第三方系統，網關可以根據預設閾值或自動學習來執行邏輯計算，并執行EMS的指令。EMS可以看做是企業微電網的指揮部，根據智能網關上傳的數據生成各類圖表、控制策略和分析結論，并按照設置的權限響應虛擬電廠的調度指令，這樣數量眾多的EMS就構成了虛擬電廠的基礎，系統架構圖如圖1所示。

        AcrelEMS企業微電網數字化系統融合企業負荷側的電力監控、能耗統計、電能質量分析及治理、智能照明控制、主要用能設備監控、充電樁運營管理、分布式光伏監控、儲能管理等功能，用戶通過一個平臺即可全局、整體的對企業微電網進行進行集中監控、統一調度、統一運維，同時滿足企業用電可靠、安全、節約、高效、有序用電要求。

       對企業35kV變電站至0.4kV配電涉及的變壓器、斷路器、直流屏、母排、無功補償柜及電纜等配電相關設備的電氣參數、運行狀態、接點溫度進行實時監測和控制，監測企業微電網主要回路的電能質量并進行治理，對故障及時處理并發出告警信息，提高企業供電可靠性。

       監測企業微電網充電樁的運行狀態，提供充電樁收費管理和狀態監測功能，并根據企業負荷率變化和虛擬電廠的調度指令調節充電樁的充電功率，使企業微電網穩定安全運行。