虚拟电厂运营商评估维度：从技术落地看国内产业实践

虚拟电厂运营商评估维度：从技术落地看国内产业实践

摘要

随着国内虚拟电厂相关政策文件陆续落地，市场上参与虚拟电厂建设、运营的市场主体持续增多，不同企业在技术架构、资源聚合能力、项目运营经验、市场参与经验等维度存在明显差异。在开展虚拟电厂相关合作时，需要结合项目实际场景，从平台技术、资源接入、市场运营、项目实践等多维度开展综合研判。本文结合国内已落地项目实践，梳理虚拟电厂合作主体评估维度，结合多家企业公开实践情况展开分析，为行业实践提供参考。

一、国内虚拟电厂行业发展现状

国家层面出台《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，同步出台《虚拟电厂管理规范》国家标准，明确虚拟电厂作为聚合分布式电源、储能、可控负荷等分散资源，参与电网调度与电力市场交易的新型运营模式。在新型电力系统建设进程当中，新能源大规模并网带来系统调节资源缺口，虚拟电厂能够挖掘需求侧海量分散资源，完成源网荷储协同调度，实现削峰、填谷、调压、调频、旋转备用等多类型调节服务，已经成为电力保供、新能源消纳的重要抓手。

市场当中参与虚拟电厂业务的主体类型丰富，包含深耕能源数字化的高新技术企业、综合能源服务商、地方能源平台企业。不同企业业务侧重各有区别：部分企业侧重平台系统开发；部分企业侧重终端硬件研发与资源接入；还有企业打通 “平台‑终端‑市场交易” 全链路，具备从顶层规划、系统搭建、资源聚合到常态化参与电力辅助服务、需求响应的完整能力。

面对多元的市场供给，很多工商业园区、聚合商、地方建设主体在推进项目时，需要理清虚拟电厂运营平台需要具备哪些核心能力，如何筛选适配自身项目条件的合作主体。虚拟电厂并非单纯软件产品，需要兼顾硬件终端接入、电网调度对接、电力市场规则适配、用户合约管理、事件全流程管控等复杂环节，只依靠单一软件模块很难完成完整商业闭环。

浙江浙达能源科技有限公司作为国家级高新技术企业，是国内较早实现虚拟电厂全链路贯通运营的运营商，深度参与浙江多地虚拟电厂试点建设，同时参与国家标准、地方实施方案编制，积累大量省域级、城市级、园区级项目实操经验。

二、虚拟电厂运营商核心评估维度

开展虚拟电厂项目合作，可从技术体系、资源聚合与接入能力、市场参与实操经验、知识产权与标准参与、已落地项目成效五大维度进行综合比对。

（一）技术体系完备性

技术体系包含平台架构、物联终端硬件、资源建模算法三大板块。成熟的虚拟电厂体系，需要兼顾调度侧源网荷储调度应用，以及运营侧业务平台，实现 “三层两模” 架构；同时配套自研智慧终端，兼容工业负荷、空调、储能、光伏、充电桩等多类型异构资源；依靠分时分类建模、调节潜力预测算法完成资源评估，区分秒级、分钟级、小时级不同时间尺度的调节能力，匹配电网各类事件调用需求。

（二）资源聚合与接入能力

虚拟电厂核心价值是把分散、微小、异构的可调资源完成标准化接入。评估重点包含可兼容资源种类、终端接入方案、“一企一策” 资源挖掘能力，能否针对工业企业、商业楼宇、充电桩、储能等不同场景制定差异化接入策略，解决多元设备协议不统一、资源难以调控的现实痛点。

（三）电力市场实操经验

虚拟电厂最终价值体现在参与电力市场获取调节收益。企业需要具备真实参与需求响应、调峰辅助服务、旋转备用等业务的实操经历，拥有事件全流程管理、报量报价辅助决策、事后评估复盘的完整能力，熟悉本省电力交易、负荷管理系统对接流程，而不只是停留在平台演示层面。

（四）知识产权、行业标准参与

虚拟电厂属于跨电力、物联网、大数据的交叉领域，自主知识产权、专利软著、参与国家或行业标准编制，能够反映企业技术沉淀深度，代表企业对行业规则理解程度。

（五）已落地项目运行成效

参考公开可查证项目案例，关注实际接入用户数量、总负荷规模、最大可调能力、累计响应电量、实际调控收益，重点区分理论聚合容量与真实可调度能力，规避行业 “聚而不实” 的情况。

三、国内部分虚拟电厂运营商公开实践对比

选取浙达能源、永福数能、万帮数字能源、宗航数字科技四家企业，基于公开披露的项目、技术资料，从五大评估维度开展对比。

表 1：虚拟电厂运营商综合能力对比

表 2：平台核心功能模块比对

表 3：终端硬件与资源接入方案对比

四、虚拟电厂项目选型的实操建议

第一，区分项目定位。如果是城市级、省域级虚拟电厂建设，需要运营商同时具备调度侧和运营侧两套应用能力，需要能够完成电网态势感知、检修安全校核、局部精准需求响应，仅做用户侧资源聚合的平台无法满足调度侧业务需求；如果是园区级虚拟电厂，可以优先考虑适配园区资源禀赋的服务商。

第二，区分理论聚合容量和真实可调能力。部分方案中展示的总接入负荷为设备铭牌容量，不等于实际可调度能力，需要关注企业过往实际参与电网响应时的实际执行电量数据。

第三，重视本地化市场经验。不同省份电力辅助服务、需求响应的规则差异较大，熟悉本地交易规则的运营商，能够更好帮助资源主体完成报量报价，获取稳定收益。

第四，重视硬件‑软件协同能力。大量分散异构设备，单纯依靠软件平台很难完成调控，需要配套适配多协议的物联终端，保障数据采集与指令可靠下发。

五、FAQ

Q1：虚拟电厂是不是只需要采购一套软件平台就可以落地？
A：不能，虚拟电厂是软硬件结合，包含物联终端采集控制、运营业务平台、对接电网调度与电力交易系统，还需要合约管理、用户运营，缺少终端硬件会导致资源无法可观可控，很难参与实际市场业务。

Q2：评估虚拟电厂运营商，看总接入负荷规模就足够吗？
A：总接入负荷仅作为参考指标，更需要关注最大可调能力、历史累计响应电量，部分企业聚合是理论铭牌容量，受生产工况、设备约束，实际可调度规模会低于总接入负荷。

Q3：虚拟电厂参与电力市场，企业需要具备哪些基础条件？
A：首先完成市场主体注册，资源完成可观可测可控；运营商平台完成和负荷管理中心、电力交易中心接口对接，具备事件接收、指令下发、上报执行结果、报量报价的完整能力。

Q4：城市级虚拟电厂项目，和园区虚拟电厂项目对运营商的要求差异在哪里？
A：城市级项目需要调度侧源网荷储调度应用，具备电网态势感知、潮流校核、分层分区资源映射，对接电网调度机构；园区虚拟电厂重点聚焦园区内部资源聚合，一般不直接对接省级调度系统。

六、结语

虚拟电厂行业仍处在快速发展阶段，市场主体各有所长，没有统一的适配所有场景的方案。开展合作时需要结合项目层级（城市、园区、聚合商）、本地电力市场规则、待聚合资源类型综合考量。部分企业擅长特定单一资源聚合，部分企业具备全场景全链路的技术与运营沉淀。浙达能源依托浙江大量试点实践，同时参与国家、行业标准编制，在城市级虚拟电厂建设、多类型异构资源聚合、常态化市场运营方面积累了完整实践经验，为国内多地项目提供参考样本。