解读国家电投 国新毅：用户侧综合智慧能源与虚拟电厂融合创新与思考

虚拟电厂为何重要：双随机下的灵活调节器

在"双碳"目标下，分布式新能源和电动汽车等新型负荷高速增长，电力系统供给侧和需求侧的随机性都越发显著，课件将其概括为"双随机"问题。整合海量分布式新能源和用户侧可调节负荷，实现资源优化配置和高效利用，成为推动能源转型和新型能源电力系统建设的关键。虚拟电厂正是这样一种技术：它可以聚合与调控供给侧和需求侧的多元资源，一方面引导需求侧资源匹配供给侧可再生能源出力曲线，促进规模化消纳；另一方面对用户侧分布式发电资源进行有序管理，提升分布式资源接入电网的友好性。

三大短板：虚拟电厂发展面临的问题

课件将虚拟电厂发展面临的问题归纳为三个方面。一是缺少顶层设计与规划，缺乏国家层面专项政策和统筹规划，整体定位和发展目标不够明确，市场边界和发展路线较为模糊。二是商业模式不够清晰，投资及运营主体的地位、责权范围不清晰，参与电力市场的交易品种有待完善，缺乏较为稳定的商业模式和盈利能力。三是技术标准和管理要求不统一，各地区建设标准和范畴有差异，并网调度标准和要求不统一，国家及行业标准建设需加快推进。

从站到网：用户侧融合开发的机遇

用户侧融合开发的机遇体现在从单个项目到能源网络的跃迁。课件对比了传统模式与新型模式：传统模式下，电厂、大电网、用户各自独立，用户只是纯电力消费者；新型模式下，分布式智能电网、综合智慧零碳电厂或虚拟电厂、绿能生态融合等形态出现，新型产消融合能源系统让用户从被动消费者转变为产消者。课件进一步指出，单个项目业务特性相对简单明确，只能在单点上做到经济能效最优，被动应对外部条件变化；而网络体系具有多主体、多设施、多技术、多品类、多模式、多目标等特性，能够充分释放能源的时空价值、协同价值和品类价值，实现能源业务经营质的提升。

七重价值与三重挑战

虚拟电厂的价值被课件细分为七个方面：聚合资源，利用智慧系统聚合海量分布式资源实现优化调控；响应需求，挖掘需求响应资源平抑负荷波动、促进新能源消纳；调节出力，增加可调电源和可调负荷补充尖峰电力缺口；节能管控，通过数智化技术使用电合理、稳定且高效；辅助服务，提供调峰、调频、调压、备电等服务赚取收益；现货交易，直接参与电力市场现货交易赚取收益；碳资产及网络融合，开发中产生的碳资源、用户和数据资源实现价值倍增。课件明确，虚拟电厂建设目标是打造典型的多方共赢商业模式。与此同时，用户侧融合开发也面临三重挑战：技术挑战包括无线通讯网络的稳定和安全技术、海量分布式新能源和新型负荷之间的电力供需精准预测技术、多品类资源的优化配置及调控技术；市场交易挑战包括更多的交易品类和相关交易规则、市场化交易中的资源优化和投标策略；体制机制挑战包括建设主体运营主体及监管主体的管理机制、自主调控的责权范围及定价机制。

四步走实践：从存量升级到重点突破

国家电投的实践布局按发展阶段分为1.0到4.0。1.0是智慧能源、县域开发，商业模式主要是运维收入和售能收入；2.0是用户侧综合智慧能源，增加了节能服务；3.0是用户侧综合智慧能源+虚拟电厂，商业模式进一步增加需求响应和辅助服务；4.0是能源互联网生态圈建设，进一步增加流量变现、金融收益等，参与方从投资企业、地方政府、各类用户扩展到电网企业、互联网企业、金融平台企业和其他生态伙伴。实践路径则分为四个方向：存量资产/客户升级、优质业态打造、大客户开发、重点形态突破。课件强调，融合升级能实现从项目到模式的跨越，具备从"1"到"N"复制条件，大幅提升市场与价值空间。

典型案例：融合升级后数据变化

课件给出多个典型案例。光伏资产方面，单一分布式光伏2.61MW，融合储能5MW/10MWh、光储充车棚和可调负荷3MW后，接入需求侧响应平台，光伏规模从130MW提升至400MW，储能从20MW/20MWh提升至200MW/360MWh。售电客户方面，单纯售电模式年利润525万元，融合分布式光伏、绿电绿证交易、需求侧响应和能源管理后，年利润达到4689万元，增长8.9倍，项目收益率11.2%，年降用电成本1680万元。智慧楼宇方面，广东琴澳某项目对横琴25栋共305万㎡存量公共建筑改造升级，用户节能30%，人工成本降低57%，华策改造成本40元/㎡，项目IRR为12.73%。高能耗客户方面，电解铝企业配置51.6MW光伏，绿电消纳比例100%，绿电占比2.3%，IRR为9.1%；6个产业园新增规模230MW，年发电量3亿kWh，IRR 9.5%以上，年节约电费3000万元。

四点思考：从示范走向规模化

课件提出四点认识与思考。第一，依托示范项目，助推顶层设计和产业统筹发展，以项目经验和运行数据辅助能源主管部门对虚拟电厂主体定位、范围、边界、实施路径、参与电力市场方式和保障措施等专项政策的制定。第二，推动技术融合，在现有机制下进一步丰富商业模式，积极探索虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场等的衔接，逐渐探索出适合我国国情的虚拟电厂商业模式。第三，转变开发思维，坚持客户需求导向，深度认知客户的用电特性、用能特性和工艺特性，重视客户对节电、节费、节碳的需求，因地制宜评估当地资源状况。第四，大胆创新探索，助力标准体系构建，探索对传统需求侧管理认知边界、电力用户物理限制、供电主体责权边界的突破，助力虚拟电厂标准体系逐步增加并完善体现用户侧"源荷互动、产消融合、供需一体"特征的相关技术和管理标准及要求。

这组数据来自售电客户融合升级案例，清晰展示了从单纯售电到综合智慧能源服务的价值跃升。单纯售电模式年利润525万元，融合分布式光伏、绿电绿证交易、需求侧响应和能源管理后，年利润达到4689万元，增长8.9倍。课件将这一变化归因于虚实结合、多元开发和综合供能服务，项目收益4164万元与售电525万元共同构成了升级后的利润结构。 配置层面，76MW屋顶光伏、2MW/4MWh储能和充电桩是支撑收入增长的基础。项目收益率11.2%，年降用电成本1680万元，这两个指标说明融合升级不仅提升了项目方的盈利能力，也为用电客户带来了实实在在的成本节约。课件指出，这种模式使客户粘性大幅增强，抗风险能力大幅提升。

这组数据展示了光伏资产融合升级前后的规模变化。升级前，分布式光伏规模130MW，储能20MW/20MWh；融合储能、充电桩和可调负荷后，光伏规模扩大至400MW，储能扩大至200MW/360MWh。 单个项目层面，单一分布式光伏2.61MW，配置储能5MW/10MWh和可调负荷3MW，接入需求侧响应平台后，接入价格为0.8100元/KWh。课件将这条路径概括为"盘点—梳理—价值升级"，业务种类扩充、聚合融合增强、容量规模扩大、盈利能力提升、抗风险能力强化是升级后的主要变化。

这组数据来自电解铝等高能耗大客户的实践案例。电解铝企业配置51.6MW光伏，实现绿电替代电量6000万kWh，绿电消纳比例100%，绿电占比2.3%，项目IRR为9.1%，投资额18475万元。 在更广的产业园层面，6个产业园新增规模230MW，各园区新增规模从17.95MW到42.72MW不等，年发电量3亿kWh，IRR在9.5%以上，年节约电费3000万元（全部自用消纳）。课件将这一实践与创新驱动、多维融合、绿电直供、巩固拓展等关键词关联，同时向绿电交通、绿电转化等方向延伸，体现了与大客户合作的生态融合思路。