安科瑞虚拟电厂解决方案——赋能新型电力系统，激活智慧能源新价值

在“双碳”目标与新型电力系统建设的双重驱动下，虚拟电厂已成为推动能源结构转型、提升电力系统灵活性的重要抓手，更是破解新型电力系统运行难题的关键路径。
一、新型电力系统现状

当前，我国新型电力系统正处于从“施工图”向“实景图”转变的关键阶段，核心呈现三大发展特征。一是电源结构实现根本性转型，“十四五”以来，新能源装机大幅增长，沙戈荒大型风光基地和分布式新能源快速发展，电源构成由以化石能源发电为主导，向大规模可再生能源发电为主转变，风电、光伏等新能源发电占比持续提升，逐步成为电力供应的核心力量之一。二是电网形态发生深刻变革，由“输配用”单向逐级输电电网向多元双向混合层次结构网络转变，大电网送受端、交直流、高低压电网耦合更加紧密，一次系统和二次系统运行方式更加复杂。三是负荷特性持续升级，负荷由刚性、纯消费型向柔性、产消型转变，电动汽车、数据中心等新型负荷爆发式增长，分布式光伏、储能等用户侧能源资源快速普及，配电网有源化特征明显，形成“源网荷储”多元协同的全新格局。

政策层面，国家层面接连发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《电力需求侧管理办法（2023年版）》等政策，明确提出“建设一批虚拟电厂”，各地也纷纷响应，山西、深圳、海南、上海临港、成都等地已出台专项支持政策，虚拟电厂正从概念走向规模化落地，为新型电力系统转型注入强劲动力。

二、新型电力系统面临的核心痛点

随着新型电力系统向清洁化、智能化、分布式方向加速转型，电网运行、资源利用、调度管理等环节面临多重挑战，核心痛点集中在四个方面：

（一）新能源消纳与供需平衡难度加大

风电、光伏等新能源具有间歇性、波动性、随机性特征，出力受天气、时段影响显著，而电网对新能源的消纳能力有限，导致部分地区出现“弃风弃光”现象，能源利用效率偏低。同时，新型负荷的爆发式增长使负荷尖峰化特征凸显，供需失衡问题日益突出，电网调峰、调频压力持续增大，严重影响电力系统的稳定运行。

（二）分布式资源管控与协同能力不足

分布式光伏、储能、充电桩、可控负荷等资源分布零散、类型多样，分属不同主体管理，缺乏统一的接入、监测与调控手段。这些多源异构资源难以形成协同效应，各自为战，无法充分发挥其调节潜力，既造成资源浪费，也难以支撑电网的灵活调度需求，配电网可观、可测、可控、可调水平有待提升。

（三）电网调度智能化水平适配不足

传统调度模式以集中式电源为核心，难以适配分布式资源海量接入、双向互动的特点，调度决策缺乏精准的数据支撑和智能算法赋能，无法实现对分散资源的实时监控、精准预测和高效调度。同时，调度与电力市场衔接不够紧密，难以充分发挥电能量的时空价值和灵活调节资源的市场价值。

（四）用户侧能源管理与收益模式单一

企业、园区等用户侧能源资源缺乏有效的管理手段，无法实现能源消耗的精细化管控和优化配置，用电成本居高不下。同时，用户侧资源参与电网辅助服务、电力市场交易的渠道不畅，收益模式单一，难以激发用户参与新型电力系统建设的积极性，绿色能源的价值难以充分释放。

三、新型电力系统痛点解决核心措施

针对上述痛点，结合国家政策导向和行业技术发展趋势，核心解决思路围绕“聚合协同、智能调控、市场赋能、价值释放”展开，构建“技术-制度-生态”协同演进的综合体系，具体措施包括：

（一）构建分布式资源聚合体系

依托先进的信息通信与协调控制技术，将分散的分布式电源、储能、可控负荷等资源进行统一聚合，形成虚拟电厂这一“特殊电厂”，实现资源的集中管理、协同调度，充分挖掘分散资源的调节潜力，提升新能源消纳能力，缓解电网供需失衡压力，助力配电网就地平衡能力提升。

（二）推进调度体系智慧化升级

推动电力技术与“大云物移智链”等先进信息通信技术融合，构建全景感知、全网监视、全局分析、智能决策、协同控制、主配一体的新型电网调度控制系统。依托AI算法实现新能源功率预测、负荷预测，提升调度决策的精准度和实时性，适配分布式资源海量接入的调度需求，健全主配微网协同的有源配电网调度模式。

（三）完善电力市场与辅助服务机制

加快现货市场全面建设，规范健全辅助服务市场体系，完善适应新型电力系统灵活、高效、便捷互动的市场设计，推动虚拟电厂等新型主体参与调峰、调频、需求响应等辅助服务，拓宽收益渠道。健全各级调度与各类市场衔接机制，推动电力生产组织由传统计划模式向市场模式转变，激发市场主体活力。

（四）强化用户侧能源数字化管理

为用户侧提供全流程能源监测、分析与优化服务，构建智能微电网和能碳管理体系，实现能源使用的可视化、智能化和优化配置，降低用户用电成本。同时，打通用户侧资源参与电力市场交易的通道，实现碳资产变现、峰谷套利等多元收益，激发用户参与积极性。

四、安科瑞虚拟电厂解决方案核心功能特点（询价/采购：安科瑞曹经理13774413253）

安科瑞虚拟电厂解决方案以“全栈赋能、协同高效、可落地、可收益”为核心，采用“设备端–站端–云端”三层协同架构，贯通注册认证、统一接入、能力检测、调控服务、效果评价全业务链，依托自身在能效管理、电力监测领域的技术积累，实现从资源接入到智慧调度、从监测管控到收益结算的全流程闭环，核心功能特点如下：

（一）多源异构资源全面接入，兼容性强

解决方案支持光伏、储能、充电桩、空调、照明、5G基站、工业设备等多种资源类型接入，兼容Modbus、IEC 104、MQTT等20余种通信协议与不同厂商设备，覆盖35kV配电至0.4kV用电侧的全场景监控，可实现分散资源的统一接入和集中管理，适配各类用户侧场景需求，兼容率达90%以上。同时，配备APView500电能质量监测装置、AM5SE-IS防孤岛（逆流）保护装置等核心设备，夯实数据基础，保障分布式电源并网安全，防止电力反送上网。

（二）全景监视与智能调控，精准高效

通过虚拟电厂驾驶舱实现全局资源状态一屏统览，支持多级资源接入与聚合监控，实时监测各资源的运行状态、出力情况、能耗数据，实现能源流、信息流与价值流的深度融合。基于LSTM神经网络等AI算法，实现96小时负荷预测、光伏功率预测，准确率达91%以上，结合可调能力评估模型，自动生成削峰填谷、防逆流、光储协同等调度策略，并通过ACCU-100微电网协调控制器等设备远程下发至终端，实现毫秒级响应，精准匹配电网调度需求，提升系统运行效率。

（三）全流程市场赋能，收益透明可追溯

平台具备邀约管理、可调能力评估、市场出清、响应监控、收益结算等全流程功能，实现“监、控、评、结”一体化。支持虚拟电厂参与电力现货市场套利、调峰辅助服务、需求响应等，自动生成绿电消纳报告，对接碳交易试点，开辟碳资产变现通道。同时，支持用户账单生成、费用结转与补贴核算，收益明细清晰可追溯，充分激发用户参与积极性，实现多元收益增收。

（四）模块化设计，灵活适配多场景

解决方案采用模块化、可扩展设计，可根据工业园区、光储充场站、高速服务区、零碳工厂等不同应用场景的需求，灵活配置功能模块，无需大规模改造现有设备，降低建设成本。同时，依托AcrelEMS企业微电网能效管理平台，可实现与用户侧现有能源管理系统无缝对接，实现数据共享、协同调控，适配不同规模、不同类型的虚拟电厂建设需求，助力用户快速落地项目。

（五）安全可靠，筑牢运行保障

解决方案内置多重安全防护机制，涵盖数据加密、设备防攻击、故障预警、应急处置等功能，保障虚拟电厂系统稳定运行，防止数据泄露和设备故障影响电网安全。核心设备采用工业级设计，支持宽温运行、双电源冗余，具备快速保护响应能力，可有效应对极端天气和突发故障，确保分布式资源并网安全和电网运行稳定。同时，配备AEM碳电表，实现碳排放与用电数据同步监测，支撑绿色电力交易与碳管理，满足ISO14064认证要求。

五、安科瑞虚拟电厂解决方案实际案例分析

安科瑞虚拟电厂解决方案已在工业园区、光储充场站、高速服务区、零碳工厂等多个场景实现成熟应用，落地项目遍布全国，有效解决了不同场景下的能源管理与电网适配难题，实现了降本增效、节能减排与收益增收的多重价值，以下为典型案例详解：

案例：河南交投266站点源网荷储虚拟电厂项目

项目背景

该项目覆盖京港澳高速沿线266个服务区与收费站，每个站点均配备分布式光伏、储能及充电桩设备，由于站点分散、资源独立，难以实现协同调控，光伏消纳率偏低，单站点用电成本居高不下。

解决方案部署

采用安科瑞虚拟电厂解决方案，通过AcrelEMS3.0平台与协调控制器实现266个站点的广域协同管理，采用“边缘-云端策略协同”模式，实现分散资源的统一接入、全景监测与智能调度，优化光伏、储能、充电桩的运行策略。

实施效果

项目实施后，单站点年节省电费12万元，光伏消纳率从30%跃升至85%，部分站点年省电费达45万元；通过有序充电、峰谷套利等策略，有效降低了电网负荷波动，提升了充电桩利用率，充分体现了分布式资源的聚合价值，为交通领域虚拟电厂建设提供了可复制、可推广的经验。

六、方案总结与展望

新型电力系统的转型之路，核心在于实现“源网荷储”的协同共生与价值最大化，而虚拟电厂作为分散资源聚合的核心载体，已成为破解新型电力系统痛点、推动能源转型的关键抓手。安科瑞虚拟电厂解决方案，依托“设备+平台+服务”的全链条优势，不仅实现了多源资源的聚合管控与智能调度，更打通了用户侧资源参与电力市场的通道，实现了降本增效、节能减排、收益增收的多重价值，为不同场景的虚拟电厂建设提供了可落地、可复制的解决方案。

审核编辑 黄宇