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来源：小宇宙
虚拟电厂越来越难做，大家为什么转向智能微电网？
听说不少做虚拟电厂的朋友，正在积极拥抱智能微电网。
去年国家发布了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，很多项目就雨后春笋般地冒了出来，有钱的，跑得快的，平台都建好大半年了。
然后就发现，这玩意儿好像用不起来？！
找用户，用户不理；想聚合资源，发现很少甚至没有；想做运营和交易，发现没人懂。
今天，我们就来深入分析一下，为什么虚拟电厂真的“虚”了，以及为什么大家发现了智能微电网真香。
1、真实物理世界的反映
关注本号的朋友们都知道，近一年，咱们关于虚拟电厂的系列文章非常多（），甚至还出了门课程。这看上去当然非常热闹，但从另一方面我们也要意识到，在能源电力行业，政策和文章都是简单的事情，你可以说得天花乱坠，也可以描绘未来宏图，但总归是要回归到现实落地的。
而现实落地，就涉及到真实世界的规则。面向市场，如何寻找需求和项目机会，如何包装项目，寻找合作方，如何赢得竞争，面向用户，如何谈利益分配，如何找到可调资源，面向项目，如何建设，建设到什么程度，谁出钱，如何盈利。
这么来看，平台建设反而是最简单的。因为它的确定性最高，只要做了，就一定出东西。
但虚拟电厂软件平台这种东西，和互联网的背景和逻辑是完全不同的。它天然涉及到背后庞大而复杂的物理设备，和多主体的协调配合。
软件上你可以每天迭代，但实际项目中，分布式新能源的建设，储能的建设，充电桩的建设都需要时间，安装电表采集，调试，各种苦活累活，可就不是软件平台能帮你解决的了。
就连国家能源局都给大家打了预防针：当前虚拟电厂还没有形成清晰发展路径，商业模式不成熟，市场主导模式主要还是广东、云南等地的试点，深圳等地则偏向补贴支持型平台；部分运营商无法实现经营性盈亏平衡，仍然依赖补贴、售电等其他业务支撑。
更关键的是，官方直接提到虚拟电厂调节能力存在“聚而不实”的问题，缺少对实际可调能力的有效评估标准，大部分虚拟电厂还不具备类似实体电厂的精准响应能力。（来源：健全全过程管理 推动虚拟电厂高质量发展——《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》解读）
2、为什么搞不下去？
为什么搞不下去，分两方面来说。
一是项目有钱建好，但没持续收入，当然就搞不下去。
持续收入有哪些，首先就是需求响应，可问题在于，需求响应往往发生在迎峰度夏、迎峰度冬等少数尖峰时段，交易频次不稳定，补贴金额有限；调峰辅助服务市场更多也还在试点，就算有，相应的成本都不一定可以提供收入来对冲，比如平台研发、运营、客户拓展、通信接入和运维成本。
二是项目没有活跃度，即平台也算建好了，但是个空城，少有用户和可调资源。
这就是前面说的，平台建设不是核心问题，搞定用户和资源才是。很多公司觉得有个平台，有政府背书，用户就会买账。现实当然不是这样，用户不会算账吗，其他的竞争对手，比如售电公司不会干涉吗，更别说虎视眈眈想进入这一领域的其他各类传统企业了。
所以，大家也都知道要搞定用户和资源，但问题是，这本身就是最难的。
还别说，后续运营成本摆在那里，如果没有稳定的收入来源，谁都能看到这个生意不好。
3、为什么会转向智能微电网？
于是我们就看到，虚拟电厂的雷声真的很大，但是盈利来源，商业模式堪忧，且不持续。
不少项目都是倒贴，免费接入，免费服务，赚个吆喝，大屏幕上看个热闹。
也有企业反思后，拓展电力交易，新能源投资等等方向。
其中，转向智能微电网成了不少人的选择，我们来看看这背后的几个原因。
第一个原因，是虚拟电厂的核心矛盾在“权利”上。资产归谁，负荷归谁，数据归谁，调度权归谁，响应收益归谁，响应失败责任归谁，这些问题没有解决，平台就很难真正调得动资源。而前面说的这些，背后对应的主体可能往往是不同的，而智能微电网，天然就是聚焦本地的物理侧，是可以把这些主体有效衔接在一起的。
第二个原因，是虚拟电厂的收入太随机。今天有响应，今天有钱；明天不调用，明天没收入。对于一个真正的公司来说，这种收入很难支撑团队和平台长期运行。相反，微电网面对的是用户每天都在发生的电费、需量、电能质量、备用电源、光伏消纳、储能调度、碳排数据和运维管理。它的价值是日常经营价值，不只依赖少数几次市场调用。
第三个原因，是纯平台型虚拟电厂离用户太远。它经常只拿到数据接口、聚合协议和一个市场主体身份，却没有进入用户的配电房、生产计划、设备运维和财务账单。智能微电网更靠近用户现场，可以把光伏、储能、充电桩、空调、空压机、冷站、锅炉、生产负荷、备用电源和计量系统纳入一个边界内管理。
第四个原因，是智能微电网已经具备越来越清晰的制度身份。《电力市场注册基本规则》已经把新型储能、虚拟电厂、智能微电网等列入新型经营主体；辅助服务市场规则也明确，新型储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营商等可以参与辅助服务市场，并且强调市场主体需要具备可观、可测、可调、可控能力。
基于以上，大家也慢慢发现，项目还是要和物理资产，用户的实际相绑定。
而且由于虚拟电厂天然面向市场，而目前全国统一大市场尚未成熟之前，市场是每个省都不一样，但智能微电网就不同的，它可以没有地域的限制，面对的资产，设备，用户需求都是类似的，并且可以给到市场端统一的接口，把后面的麻烦事都给打包了，只给能力，只谈利益分配。
4、具体怎么转？
第一步，放弃单纯卖“虚拟电厂平台”的打法，转向具体场景。寻找那些好接入，有刚需，且可以持续运营的需求。
第二步，先做资源摸排，再谈聚合。谁拥有光伏，谁拥有储能，谁控制充电桩，哪些负荷可以中断，哪些负荷只能调节，哪些设备可以远程控制，哪些设备只能人工操作，响应会不会影响生产，等等。
第三步，运营、运营、还是运营。以微电网EMS和现场运营为核心，而不是以大屏为核心。真正有价值的系统，要能看到每个关键计量点、每台储能、每路光伏、每个可调负荷和每条告警；要能根据电价、负荷、光伏出力和用户生产计划做日内调度；要能输出月度运营报告和收益分账。大屏可以展示，运营系统必须能算账、控制、复盘。
第四步，形成“一个微电网一个可控节点”的复制逻辑。未来真正有价值的虚拟电厂，很可能不是把几万个松散设备直接拉到一个平台上，而是把一个个工业微电网、楼宇微电网、充电站微电网、数据中心微电网作为标准化节点接入。每个节点内部已经完成资产绑定、计量核算和调度控制，外部再统一参与市场。
5、小结
虚拟电厂的上半场，讲的是平台、算法、聚合容量和市场想象；下半场，拼的是资产控制、用户关系、现场运营和收益闭环。
很多虚拟电厂项目之所以越来越难做，并不是因为方向没有价值，而是因为它们绕开了最难的部分：谁的资产，谁能控制，谁来响应，谁来承担损失，谁来分钱。只要这些问题没有解决，平台越大，责任越虚，容量越像数字游戏。
智能微电网的价值就在于，它把这些问题重新拉回用户现场。它先围绕一个真实用户解决电费、可靠性、新能源消纳和低碳运营，再把可调能力变成市场资源。
虚拟电厂未来的机会仍然很大，只不过我们要适应这其中的发展过程和试错现实。
虚拟电厂要想从概念走向生意，必须先从平台聚合回到现场经营。
而智能微电网，就是虚拟电厂落地到用户侧之后，最重要资源节点和现实载体之一。
听说不少做虚拟电厂的朋友，正在积极拥抱智能微电网。
去年国家发布了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，很多项目就雨后春笋般地冒了出来，有钱的，跑得快的，平台都建好大半年了。
然后就发现，这玩意儿好像用不起来？！
找用户，用户不理；想聚合资源，发现很少甚至没有；想做运营和交易，发现没人懂。
今天，我们就来深入分析一下，为什么虚拟电厂真的“虚”了，以及为什么大家发现了智能微电网真香。
1、真实物理世界的反映
关注本号的朋友们都知道，近一年，咱们关于虚拟电厂的系列文章非常多（），甚至还出了门课程。这看上去当然非常热闹，但从另一方面我们也要意识到，在能源电力行业，政策和文章都是简单的事情，你可以说得天花乱坠，也可以描绘未来宏图，但总归是要回归到现实落地的。
而现实落地，就涉及到真实世界的规则。面向市场，如何寻找需求和项目机会，如何包装项目，寻找合作方，如何赢得竞争，面向用户，如何谈利益分配，如何找到可调资源，面向项目，如何建设，建设到什么程度，谁出钱，如何盈利。
这么来看，平台建设反而是最简单的。因为它的确定性最高，只要做了，就一定出东西。
但虚拟电厂软件平台这种东西，和互联网的背景和逻辑是完全不同的。它天然涉及到背后庞大而复杂的物理设备，和多主体的协调配合。
软件上你可以每天迭代，但实际项目中，分布式新能源的建设，储能的建设，充电桩的建设都需要时间，安装电表采集，调试，各种苦活累活，可就不是软件平台能帮你解决的了。
就连国家能源局都给大家打了预防针：当前虚拟电厂还没有形成清晰发展路径，商业模式不成熟，市场主导模式主要还是广东、云南等地的试点，深圳等地则偏向补贴支持型平台；部分运营商无法实现经营性盈亏平衡，仍然依赖补贴、售电等其他业务支撑。
更关键的是，官方直接提到虚拟电厂调节能力存在“聚而不实”的问题，缺少对实际可调能力的有效评估标准，大部分虚拟电厂还不具备类似实体电厂的精准响应能力。（来源：健全全过程管理 推动虚拟电厂高质量发展——《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》解读）
2、为什么搞不下去？
为什么搞不下去，分两方面来说。
一是项目有钱建好，但没持续收入，当然就搞不下去。
持续收入有哪些，首先就是需求响应，可问题在于，需求响应往往发生在迎峰度夏、迎峰度冬等少数尖峰时段，交易频次不稳定，补贴金额有限；调峰辅助服务市场更多也还在试点，就算有，相应的成本都不一定可以提供收入来对冲，比如平台研发、运营、客户拓展、通信接入和运维成本。
二是项目没有活跃度，即平台也算建好了，但是个空城，少有用户和可调资源。
这就是前面说的，平台建设不是核心问题，搞定用户和资源才是。很多公司觉得有个平台，有政府背书，用户就会买账。现实当然不是这样，用户不会算账吗，其他的竞争对手，比如售电公司不会干涉吗，更别说虎视眈眈想进入这一领域的其他各类传统企业了。
所以，大家也都知道要搞定用户和资源，但问题是，这本身就是最难的。
还别说，后续运营成本摆在那里，如果没有稳定的收入来源，谁都能看到这个生意不好。
3、为什么会转向智能微电网？
于是我们就看到，虚拟电厂的雷声真的很大，但是盈利来源，商业模式堪忧，且不持续。
不少项目都是倒贴，免费接入，免费服务，赚个吆喝，大屏幕上看个热闹。
也有企业反思后，拓展电力交易，新能源投资等等方向。
其中，转向智能微电网成了不少人的选择，我们来看看这背后的几个原因。
第一个原因，是虚拟电厂的核心矛盾在“权利”上。资产归谁，负荷归谁，数据归谁，调度权归谁，响应收益归谁，响应失败责任归谁，这些问题没有解决，平台就很难真正调得动资源。而前面说的这些，背后对应的主体可能往往是不同的，而智能微电网，天然就是聚焦本地的物理侧，是可以把这些主体有效衔接在一起的。
第二个原因，是虚拟电厂的收入太随机。今天有响应，今天有钱；明天不调用，明天没收入。对于一个真正的公司来说，这种收入很难支撑团队和平台长期运行。相反，微电网面对的是用户每天都在发生的电费、需量、电能质量、备用电源、光伏消纳、储能调度、碳排数据和运维管理。它的价值是日常经营价值，不只依赖少数几次市场调用。
第三个原因，是纯平台型虚拟电厂离用户太远。它经常只拿到数据接口、聚合协议和一个市场主体身份，却没有进入用户的配电房、生产计划、设备运维和财务账单。智能微电网更靠近用户现场，可以把光伏、储能、充电桩、空调、空压机、冷站、锅炉、生产负荷、备用电源和计量系统纳入一个边界内管理。
第四个原因，是智能微电网已经具备越来越清晰的制度身份。《电力市场注册基本规则》已经把新型储能、虚拟电厂、智能微电网等列入新型经营主体；辅助服务市场规则也明确，新型储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营商等可以参与辅助服务市场，并且强调市场主体需要具备可观、可测、可调、可控能力。
基于以上，大家也慢慢发现，项目还是要和物理资产，用户的实际相绑定。
而且由于虚拟电厂天然面向市场，而目前全国统一大市场尚未成熟之前，市场是每个省都不一样，但智能微电网就不同的，它可以没有地域的限制，面对的资产，设备，用户需求都是类似的，并且可以给到市场端统一的接口，把后面的麻烦事都给打包了，只给能力，只谈利益分配。
4、具体怎么转？
第一步，放弃单纯卖“虚拟电厂平台”的打法，转向具体场景。寻找那些好接入，有刚需，且可以持续运营的需求。
第二步，先做资源摸排，再谈聚合。谁拥有光伏，谁拥有储能，谁控制充电桩，哪些负荷可以中断，哪些负荷只能调节，哪些设备可以远程控制，哪些设备只能人工操作，响应会不会影响生产，等等。
第三步，运营、运营、还是运营。以微电网EMS和现场运营为核心，而不是以大屏为核心。真正有价值的系统，要能看到每个关键计量点、每台储能、每路光伏、每个可调负荷和每条告警；要能根据电价、负荷、光伏出力和用户生产计划做日内调度；要能输出月度运营报告和收益分账。大屏可以展示，运营系统必须能算账、控制、复盘。
第四步，形成“一个微电网一个可控节点”的复制逻辑。未来真正有价值的虚拟电厂，很可能不是把几万个松散设备直接拉到一个平台上，而是把一个个工业微电网、楼宇微电网、充电站微电网、数据中心微电网作为标准化节点接入。每个节点内部已经完成资产绑定、计量核算和调度控制，外部再统一参与市场。
5、小结
虚拟电厂的上半场，讲的是平台、算法、聚合容量和市场想象；下半场，拼的是资产控制、用户关系、现场运营和收益闭环。
很多虚拟电厂项目之所以越来越难做，并不是因为方向没有价值，而是因为它们绕开了最难的部分：谁的资产，谁能控制，谁来响应，谁来承担损失，谁来分钱。只要这些问题没有解决，平台越大，责任越虚，容量越像数字游戏。
智能微电网的价值就在于，它把这些问题重新拉回用户现场。它先围绕一个真实用户解决电费、可靠性、新能源消纳和低碳运营，再把可调能力变成市场资源。
虚拟电厂未来的机会仍然很大，只不过我们要适应这其中的发展过程和试错现实。
虚拟电厂要想从概念走向生意，必须先从平台聚合回到现场经营。
而智能微电网，就是虚拟电厂落地到用户侧之后，最重要资源节点和现实载体之一。
