8月14日，中央氣象臺繼續發布高溫紅色預警，我國多個省份迎來持續高溫天氣，部分地區最高氣溫可達40℃以上。今夏持續的高溫使得各地用電量飆升，連續刷新用電負荷最高紀錄。保供電是當下穩經濟、促就業的關鍵之一，我國一直多措并舉保證電力供應穩定。其間，基于大數據屬性的虛擬電廠得到了社會關注。以滿足5%的峰值負荷為例，相比火力發電廠動輒幾千億元的投資，虛擬電廠僅是其1/8-1/7。但在我國在虛擬電廠交易運行規則、新能源協調控制策略和調度算法等方面尚未構建統一標準下，再加上其盈利模式尚處于探索期，如何進一步推廣應用仍是一個現實課題。

用電量持續攀升

據中國氣象局統計，今年入伏以來，全國有141個國家氣象站日最高氣溫達到40℃以上。8月14日，江蘇省氣象臺發布路面溫度預報，最高地表溫度將達72℃，輪胎面臨爆胎危險。

因持續高溫晴熱天氣，南方地區已出現旱情。據新華社報道，今年6月中旬開始，長江流域降水由偏多轉為偏少，7月偏少三成多，尤其是長江下游干流及鄱陽湖水系偏少五成左右，為近十年同期最少。

受此影響，長江中下游水位較歷史同期大幅偏低。截至8月11日8時，長江中下游干流及兩湖出口控制站水位均較常年同期偏低5-6米。8月11日，國家防汛抗旱總指揮部決定針對四川、重慶、湖北、湖南、江西、安徽等六省份啟動抗旱四級應急響應。而干旱少雨則影響著水電“出力”。

用電需求高峰疊加水電受限，電力缺口擴大，電力生產進一步承壓。

在高溫天氣下，用電量攀升。據國家能源局發布的1-7月全社會用電量數據，1-7月，全社會用電量累計49303億千瓦時，同比增長3.4%。其中，7月，全社會用電量8324億千瓦時，同比增長6.3%：分產業看，第一產業用電量121億千瓦時，同比增長14.3%;第二產業用電量5132億千瓦時，同比下降0.1%;第三產業用電量1591億千瓦時，同比增長11.5%;城鄉居民生活用電量1480億千瓦時，同比增長26.8%。

組合拳保供電

在保供電舉措上，國家電網今年主要通過號召節約用電、及時搶修一線電力設施和有序用電來保障電網安全和電力穩定供應。

有序用電是指錯開用電高峰期不同用戶的用電，通過行政措施、經濟手段、技術方法等，控制部分用電需求，以確保大電網供電安全為前提，維護供用電秩序平穩有序。如將企業的生產由白天改到夜間，不僅可以有效降低用電高峰時段的負荷，也不會對企業產量造成影響。同時，企業還能從供電公司得到一筆補貼。

值得關注的是，我國還在電力生產端采取了相應措施，保障火力穩供。

我國電力來源主要有火電、水電、核電、風電、太陽能等五種類型，火電一直是我國發電主力。根據觀研報告網數據，2020年我國各類發電量中，火電發電量所占比重最高，為71.19%，水電發電量占比次之，為16.37%。

為保證火電及時供應，國家發改委今年出臺多項政策打擊變相哄抬煤價行為，將煤價調控在合理空間。國家統計局8月14日發布的2022年8月上旬流通領域重要生產資料市場價格變動情況顯示，8月上旬各種煤炭價格均在下調，其中，可用來發電的電煤之一的無煙煤噸價1466.9元，比上期價格下降121.7元，降幅7.7%。

同時，我國對煤及褐煤進口量的擴大，也在一定程度上遏制了今年國內煤價上漲，避免再現2021年“煤超瘋”的情況。據中國海關總署進口數據，7月我國進口煤及褐煤2352.3噸，較6月增長454.1噸。

此外，因擁有大量風能和光伏等綠能資源，我國也在加速推進新能源發電。國家電網有限公司董事長、黨組書記辛保安在8月12日舉行的2022“一帶一路”清潔能源發展論壇上提出了我國新能源發展目標。他表示，隨著“雙碳”進程的深入推進，能源體系正在經歷著一場系統性、根本性變革，能源供給結構正在深度調整，預計到2030年，我國風電、太陽能發電等新能源發電裝機規模將超過煤電成為第一大電源，2060年前新能源發電量占比有望超過50%。

虛擬電廠走到臺前

“我國電力供應量整體處于穩定區間，短期內不會有太大的變化，面對持續高溫天氣下空調等用電負荷驟然加大的情況，加強電力調度尤為關鍵。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示，基于大數據的虛擬電廠的建設在今年被凸顯出來。

什么是虛擬電廠?無錫數字經濟研究院執行院長吳琦向北京商報記者介紹說，虛擬電廠其實就是一個基于大數據參與電網運行和電力市場的電源協調管理系統，對外表現為一個可控電源。以水電站為例，往年在發電過程中，因為缺乏上游電站的來水數據，所以無法及時調整發電負荷，制定明確的發電計劃，水電站在汛期發電常常處在“盲發”狀態。而在水電站連接了虛擬電廠平臺之后，工作人員每天早上可以及時了解當天上游的出入庫流量和發電情況，實現了上下游水文和發電數據的共享。

“虛擬電廠的大數據屬性，在生產端可以促進新能源發電消納和降低企業生產成本，在需求端可以精準控制用電從而降低企業用電負荷。”林伯強補充道。

得益于突出的調度優點，虛擬電廠的建設腳步在逐步加快。業內人士介紹，目前具備虛擬電廠功能的源荷聚合互動響應平臺已經在湖南省投入運營，覆蓋3300余座水電站、裝機容量達730萬千瓦。

在國內，國家電網已有虛擬電廠項目開始運營，浙江、上海等地也在積極探索相關項目的落地。以浙江為例，6月30日，在下午高峰負荷時段，浙江電網自主研發的智慧虛擬電廠平臺正式投入商業化運營。溫州鹿城銀泰充電站在收到智慧虛擬電廠平臺調控需求后，通過精準調控充電負荷，完成200千瓦的調控目標。

今年年中，各省政策密集出臺，浙江、深圳、上海等用電大省市加速了虛擬電廠參與電網調控。2022年6月30日，國網浙江綜合能源公司智慧虛擬電廠平臺上線;2022年6月13日，深圳市發改委發布《深圳市虛擬電廠落地工作方案(2022-2025年)》。

具體到北京，2022年7月22日，北京市城市管理委員會發布的《北京市“十四五”時期電力發展規劃》，首次將虛擬電廠的建設納入電力發展規劃中。

推廣難不難

今年才“火”起來的虛擬電廠，其市場前景是業界關注的焦點。

根據國家電網測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足5%的峰值負荷需要投資4000億元;而通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環節投資僅需500億-600億元，虛擬電廠的成本僅為火電廠的1/8-1/7。

“國家不可能為保障用電高峰時節用電需求建設相應數量的火電廠，而在用電量不高時將其閑置。通過合理的調度、有序用電才是解決高峰期用電的日常合理方案，基于大數據調度、投入相對更低的虛擬電廠性價比顯然更高。”林伯強解讀道。

雖然具有一定的性價比，但投入成本絕對值并不低，虛擬電廠的復制推廣需盈利支撐。國海證券分析師楊陽在7月26日發布的研報中表示，國家電投深圳能源作為我國首個虛擬電廠調度用戶負荷參與電力現貨市場盈利的案例，2022年5月平均度電收益0.274元。據中電聯預計，2025年全社會用電量達9.5萬億千瓦時，而最大負荷將達到16.3億千瓦，假設可調節能力為5%、投資成本為1000元/千瓦，預計到2025年虛擬電廠投資規模有望達815億元。

除市場規模外，36氪研究院發布的《2022年中國虛擬電廠行業洞察報告》(以下簡稱《洞察報告》)提出了虛擬電廠更完整的盈利模式，我國虛擬電廠一方面向可控資源收取服務費來幫助其參與市場交易;另一方面也可以獲得需求響應補償費用差價。其分析認為，當前，我國在虛擬電廠交易運行規則、資源聚合范圍和新能源協調控制策略、調度算法等方面尚未構建統一標準，存在較大發展空間。

盡管如此，虛擬電廠仍有建設需要。《洞察報告》顯示，在需求側，我國東西部電力供需關系趨緊，電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負荷95%以上峰值負荷累計不足50小時，亟須可靠的解決方案來應對。在供給側，技術日漸成熟促使虛擬電廠成本不斷下降。

整體而言，林伯強對虛擬電廠的前景十分樂觀。“在供應端，清潔能源如風電光伏等具有不穩定性;在需求端，生產企業也有降低負荷的需要。能夠精準調度發電量的虛擬電廠前景廣闊。不過，如何保障虛擬電廠建成后能如期盈利，是其推廣過程中使用方較為擔心的問題，需要通過電價市場化改革來解決。”林伯強解釋道。

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