从电力数字化的水平来看,电网数字化的水平*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*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*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)。
二、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。
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。
三、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。
四、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,*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"分不开的。
当一个行业进入中低速增长期,原有的建设思维转换为运营思维和管理思维,这时候才是数字化的*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。"
1 综述
看完文章受益颇丰,本文主要是想结合文章探讨电力用户负荷侧,也就是企业微电网数字化的实现方式及其意义。
虚拟电厂本质上是运用能源互联网技术,把数以千计的企业微电网分散的可控负荷、充电桩、分布式光伏、分布式储能等整合起来,变成具有一定规模、可调节的负荷资源和发电容量,通过这个看不见的“电厂"来配合大电网的需求响应,解决电网峰谷差大、局部电力供应紧张等问题的同时从中获利,这对电网和用电企业是双赢的。今年以来,虚拟电厂频获政策支持,在行业内掀起发展热潮,主要原因在于我国电力峰谷差矛盾日益突出,未来在缓解供需矛盾,提高电网稳定性和灵活性上,虚拟电厂可以发挥出关键作用。
虚拟电厂在国外已经有比较成熟的运行机制,但是现阶段国内虚拟电厂真正落地的项目很少,且大多为试点项目,如俞庆先生所说一方面是虚拟电厂目前无法持续盈利;另一方面虚拟电厂的基础设施,也就是数量众多的企业微电网数字化程度太低,前期需要投入较多的资源先实现企业微电网的数字化。企业微电网侧低水平的数字化,已经成为虚拟电厂发展的*大制约之一。
2 怎么建立企业微电网数字化
企业的能源管理意识决定了企业电网的数字化水平,接下来会有进一步的政策(比如需求响应、能源双控、碳排放约束)和价格激励机制去推动企业建立微电网数字化,为虚拟电厂的推广和发展做好基础设施的建设,同时也提高企业的能源管理意识,并通过数字化的能源管理对企业产生价值。那企业怎么建立适用于自身的微电网数字化呢?
企业微电网的数字化系统(EMS)包含安装于现场的传感器、智能网关和微电网数字化软件。传感器用于监测和控制企业内部的负荷设备和分布式发电设备(系统),现场传感器的数据接入边缘计算智能网关,每个智能网关可以看做是一个区域指挥部,采集所接传感器数据进行协议转换后上传EMS和转发第三方系统,网关可以根据预设阈值或自动学习来执行逻辑计算,并执行EMS的指令。EMS可以看做是企业微电网的指挥部,根据智能网关上传的数据生成各类图表、控制策略和分析结论,并按照设置的权限响应虚拟电厂的调度指令,这样数量众多的EMS就构成了虚拟电厂的基础,系统架构图如图1所示。
监测储能系统、电池管理系统(BMS)和储能变流器(PCS)运行,包括运行模式、功率控制模式,功率、电压、电流、频率等预定值信息、储能电池充放电电压、电流、SOC、温度,根据企业峰谷特点和电价波动设置储能系统的充放电策略,控制储能系统充放电模式,实现削峰填谷,降低企业用电成本,见图6。