8月14日，中央氣象臺繼續(xù)發(fā)布高溫紅色預警，我國多個省份迎來持續(xù)高溫天氣，部分地區(qū)最高氣溫可達40℃以上。今夏持續(xù)的高溫使得各地用電量飆升，連續(xù)刷新用電負荷最高紀錄。保供電是當下穩(wěn)經(jīng)濟、促就業(yè)的關(guān)鍵之一，我國一直多措并舉保證電力供應穩(wěn)定。其間，基于大數(shù)據(jù)屬性的虛擬電廠得到了社會關(guān)注。以滿足5%的峰值負荷為例，相比火力發(fā)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(guī)則、新能源協(xié)調(diào)控制策略和調(diào)度算法等方面尚未構(gòu)建統(tǒng)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(xiàn)實課題。
用電量持續(xù)攀升
據(jù)中國氣象局統(tǒng)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(fā)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(xù)高溫晴熱天氣，南方地區(qū)已出現(xiàn)旱情。據(jù)新華社報道，今年6月中旬開始，長江流域降水由偏多轉(zhuǎn)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(chǎn)進一步承壓。
在高溫天氣下，用電量攀升。據(jù)國家能源局發(fā)布的1-7月全社會用電量數(shù)據(jù)，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(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量121億千瓦時，同比增長14.3%;第二產(chǎn)業(yè)用電量5132億千瓦時，同比下降0.1%;第三產(chǎn)業(yè)用電量1591億千瓦時，同比增長11.5%;城鄉(xiāng)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(wǎng)今年主要通過號召節(jié)約用電、及時搶修一線電力設(shè)施和有序用電來保障電網(wǎng)安全和電力穩(wěn)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(jīng)濟手段、技術(shù)方法等，控制部分用電需求，以確保大電網(wǎng)供電安全為前提，維護供用電秩序平穩(wěn)有序。如將企業(yè)的生產(chǎn)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(yè)產(chǎn)量造成影響。同時，企業(yè)還能從供電公司得到一筆補貼。
值得關(guān)注的是，我國還在電力生產(chǎn)端采取了相應措施，保障火力穩(wěn)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(fā)電主力。根據(jù)觀研報告網(wǎng)數(shù)據(jù)，2020年我國各類發(fā)電量中，火電發(fā)電量所占比重最高，為71.19%，水電發(fā)電量占比次之，為16.37%。
為保證火電及時供應，國家發(fā)改委今年出臺多項政策打擊變相哄抬煤價行為，將煤價調(diào)控在合理空間。國家統(tǒng)計局8月14日發(fā)布的2022年8月上旬流通領(lǐng)域重要生產(chǎn)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(diào)，其中，可用來發(fā)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(nèi)煤價上漲，避免再現(xiàn)2021年“煤超瘋”的情況。據(jù)中國海關(guān)總署進口數(shù)據(jù)，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(fā)電。國家電網(wǎng)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(fā)展論壇上提出了我國新能源發(fā)展目標。他表示，隨著“雙碳”進程的深入推進，能源體系正在經(jīng)歷著一場系統(tǒng)性、根本性變革，能源供給結(jié)構(gòu)正在深度調(diào)整，預計到2030年，我國風電、太陽能發(fā)電等新能源發(fā)電裝機規(guī)模將超過煤電成為第一大電源，2060年前新能源發(fā)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(wěn)定區(qū)間，短期內(nèi)不會有太大的變化，面對持續(xù)高溫天氣下空調(diào)等用電負荷驟然加大的情況，加強電力調(diào)度尤為關(guān)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(shù)據(jù)的虛擬電廠的建設(shè)在今年被凸顯出來。
什么是虛擬電廠?無錫數(shù)字經(jīng)濟研究院執(zhí)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(shù)據(jù)參與電網(wǎng)運行和電力市場的電源協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)，對外表現(xiàn)為一個可控電源。以水電站為例，往年在發(fā)電過程中，因為缺乏上游電站的來水數(shù)據(jù)，所以無法及時調(diào)整發(fā)電負荷，制定明確的發(fā)電計劃，水電站在汛期發(fā)電常常處在“盲發(fā)”狀態(tài)。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(fā)電情況，實現(xiàn)了上下游水文和發(fā)電數(shù)據(jù)的共享。
“虛擬電廠的大數(shù)據(jù)屬性，在生產(chǎn)端可以促進新能源發(fā)電消納和降低企業(yè)生產(chǎn)成本，在需求端可以精準控制用電從而降低企業(yè)用電負荷。”林伯強補充道。
得益于突出的調(diào)度優(yōu)點，虛擬電廠的建設(shè)腳步在逐步加快。業(yè)內(nèi)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(jīng)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(nèi)，國家電網(wǎng)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(guān)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(wǎng)自主研發(fā)的智慧虛擬電廠平臺正式投入商業(yè)化運營。溫州鹿城銀泰充電站在收到智慧虛擬電廠平臺調(diào)控需求后，通過精準調(diào)控充電負荷，完成200千瓦的調(diào)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(wǎng)調(diào)控。2022年6月30日，國網(wǎng)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(fā)改委發(fā)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(fā)布的《北京市“十四五”時期電力發(fā)展規(guī)劃》，首次將虛擬電廠的建設(shè)納入電力發(fā)展規(guī)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(yè)界關(guān)注的焦點。
根據(jù)國家電網(wǎng)測算，通過火電廠實現(xiàn)電力系統(tǒng)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(shè)、運營、激勵等環(huán)節(jié)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(jié)用電需求建設(shè)相應數(shù)量的火電廠，而在用電量不高時將其閑置。通過合理的調(diào)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(shù)據(jù)調(diào)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(fā)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(diào)度用戶負荷參與電力現(xiàn)貨市場盈利的案例，2022年5月平均度電收益0.274元。據(jù)中電聯(lián)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(shè)可調(diào)節(jié)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(guī)模有望達815億元。
除市場規(guī)模外，36氪研究院發(fā)布的《2022年中國虛擬電廠行業(yè)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(wù)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(guī)則、資源聚合范圍和新能源協(xié)調(diào)控制策略、調(diào)度算法等方面尚未構(gòu)建統(tǒng)一標準，存在較大發(fā)展空間。
盡管如此，虛擬電廠仍有建設(shè)需要。《洞察報告》顯示，在需求側(cè)，我國東西部電力供需關(guān)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(cè)，技術(shù)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(wěn)定性;在需求端，生產(chǎn)企業(yè)也有降低負荷的需要。能夠精準調(diào)度發(fā)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。
