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，卖智能手机已经可以赚钱了。
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，专家预测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。
