协鑫能科最新公布的半年业绩报告显示,企业能源服务板块实现营业收入10.79亿元,较去年同期增长近4倍,占公司总营收比重提升至19.9%。这一增长主要得益于虚拟电厂业务的快速扩张,目前该业务已从江苏拓展至上海、浙江等电力消费大省,平台管理用户规模突破20GW。
虚拟电厂作为新型电力系统的重要调节手段,通过聚合分布式电源、
储能系统和可控负荷参与电网调度。协鑫能科在江苏省辅助服务市场的占有率已达30%,其系统可实时协调690MW的可调负荷资源。运营数据显示,该平台在夏季用电高峰期间成功消纳了区域内12%的
光伏发电过剩电力,有效缓解了电网调峰压力。
在技术实现层面,协鑫采用的分布式能源管理系统包含三大核心模块:负荷预测算法准确率达到92%,超出行业平均水平7个百分点;智能调度引擎可实现秒级响应;区块链技术则确保绿电交易数据不可篡改。今年6月,该系统成功通过华东电网的第三方测试,获得参与跨省电力现货市场的准入资格。
业务拓展方面,企业已在深圳部署用户侧储能集群,总容量达180MWh。这些储能设施通过虚拟电厂平台参与需求响应,单次调频收益较传统模式提升40%。在四川,公司结合当地水电资源特点,开发了水光互补协调控制系统,使风光发电的预测偏差率控制在5%以内。
电力交易服务同样表现突出。上半年管理售电量156亿千瓦时,其中绿电交易量3.55亿千瓦时。企业创新推出的"绿电+储能"打包交易模式,在浙江电力市场试点中获得工商业用户青睐,签约容量突破800MWh。国际绿证业务发展迅速,已完成10.89亿千瓦时的核证减排量交易,主要买家来自欧洲电子制造行业。
尽管业务快速扩张,行业仍面临挑战。虚拟电厂前期需要大量基础设施投入,协鑫能科该板块营业成本同比激增542%,导致毛利率同比有所下滑。在江苏试点的调频服务中,因现货市场价格波动,单月收益波动幅度曾达到35%。业内观察发现,各地电力市场规则差异也增加了跨区域运营的难度,如在浙江需提前4小时申报调节容量,而上海市场则要求提前8小时。
为应对这些挑战,企业正加强技术创新。新研发的AI电价预测模型将日前预测误差缩小至3%以内,动态优化算法可使储能系统的循环效率提升至92%。在用户侧,开发了智能电表嵌入式控制模块,使负荷调节响应时间缩短至500毫秒。这些技术升级有望降低20%的运营成本。
市场分析认为,随着全国统一电力市场建设的推进,虚拟电厂将在2026年迎来更广阔的发展空间。当前广东、山西等八省已出台具体实施细则,明确虚拟电厂可作为独立主体参与电力现货交易。协鑫能科表示,下一步将重点布局华中区域,计划在湖南建立首个省级虚拟电厂调度中心。