深圳虚拟电厂参与电网调节 2023虚拟电厂技术布局投资前景

虚拟电厂在能源调度方面如何发挥作用?深圳虚拟电厂管理中心技术专家李江南表示，虚拟电厂通过能源互联网技术，将闲散在终端用户的充电桩、空调、分布式光伏等电力负荷资源聚合起来并加以优化控制，是“互联网+源网荷储”一体化的数字化能源管理系统。在电力供应紧张时段，虚拟电厂可直接调度海量分散的电力负荷资源，通过它们降低用电功率，实现特定时段内的负荷调节，保证电网的安全稳定运行。

深圳虚拟电厂参与电网调节

深圳是国内最早推动虚拟电厂建设的城市之一。2021年12月，南方电网公司在深圳上线国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台，南方电网总调和南方电网深圳供电局调度机构均可直接调度，实现可调节负荷全时段可观、可测、可调，并率先探索了新型电力系统下电力供需深度互动的可持续发展路径。在此基础上，深圳虚拟电厂管理平台2.0于今年6月上线试运行，实现对负荷侧资源全拓扑路径检索、精准削峰、电碳数据实时监测，实现多元异构能源高效互动。

深圳区域的虚拟电厂已常态化参与电网调节业务，帮助电网在负荷尖峰时段“减轻负担”。据统计，除全量接入“电力充储放一张网”资源外，该平台还涵盖建筑楼宇、蓄冰站、工业园区等资源，规模达150万千瓦，相当于约30万户家庭的用电报装容量，另外还接入分布式光伏容量超40万千瓦。目前该平台已成为国内数据采集密度最高、接入负荷类型最全、直控资源最多、应用场景最全的虚拟电厂平台。

到2025年，深圳计划建成具备100万千瓦级可调节能力的虚拟电厂，形成年度最大负荷5%左右的稳定调节能力，引导规模化可调用户资源主动参与系统调节，每年可减排温室气体约54万吨，有力支撑新型能源体系建设和绿色低碳产业发展。

虚拟电厂本质上是一套软件平台系统，可将分布式电源、分布式储能和需求侧柔性负荷进行聚合，加入电网调度。该技术目前处于早期阶段，以负荷侧资源调节为主，还处于应用模式的第一阶段——邀约型，主要服务于需求响应，开展需求侧管理。

2023虚拟电厂技术布局投资前景

近日，一些地区开始进入酷暑高温天气，用电量出现不同程度攀升，各电企正加紧备战迎峰度夏工作。虚拟电厂作为一种可智慧调度电力平衡的集成信息技术构想，再次被市场关注。

多家电企回应市场关切的相关业务布局情况，表示将结合实际积极探索建设方案。专家认为，目前虚拟电厂建设虽尚处早期阶段，但这一概念给了电企探索空间，以进一步优化电网的配电平衡与效率。

随着夏季用电高峰来临，多地用电需求量达到历史峰值。据国家能源局消息，4月份，全社会用电量6901亿千瓦时，同比增长8.3%。其中第二产业用电量4814亿千瓦时，占比69.76%，同比增长7.6%。

面对用电高峰，发电系统中，传统发电和清洁发电相互搭配，在解决效率化问题上不断探索。

虚拟电厂是解决电网负荷的最具经济性的选项之一。东吴证券研报称，根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500亿至600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的八分之一至七分之一。

目前来看，已有多家电力上市公司结合自身优势和利用设备设施，积极探索构建形成完整的虚拟电厂整体解决方案，满足多场景下虚拟电厂、源网荷储协同互动、负荷聚合商需求侧响应平台等应用需求。

根据中研普华研究院《2023-2028年国内电力行业发展趋势及发展策略研究报告》显示：

据国家能源局和中国电力企业联合会预计2023年正常气候情况下，夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，比2022年增加8,000万千瓦，如果出现长时段大范围极端高温天气，全国最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千瓦。

能源局预计今年全国最大的电力负荷将比去年有较大增长，我国电力供应将呈现紧平衡的状态。国盛证券张津铭分析指出，迎峰度夏将至，我国用电需求也持续攀升，电力供需仍呈现偏紧格局，电力保供仍是重要主题，看好火电盈利修复在即。

据预测，黑色金属行业将保持平稳运行态势，行业用电量6163亿千瓦时，比上年增长1.2%;有色金属行业将持续稳定运行，总体呈现“前低后高”态势，行业用电量7150亿千瓦时，比上年增长2.8%;化工产业供需两端有所好转，总体呈现稳中向好态势，行业用电量5624亿千瓦时，比上年增长1.3%;建材行业运行有望企稳，但改善空间有限，行业用电量4115亿千瓦时，比上年增长2.5%。

新型基础设施建设加速推进，为电力需求增长提供有力支撑。预计2023年在运5G基站同比多增60%，全年新增电量有望超过400亿千瓦时;数据中心在用规模达到700万机架，全年新增电量有望超过1500亿千瓦时;电动汽车规模有望突破2000万辆大关，全年新增电量增长超过50%，约为460亿千瓦时。

气候气象方面，2023年夏季气温接近常年同期到偏高，但综合强度或不及2022年。预计度夏期间全国降温负荷最大约为4.6亿千瓦，降温电量约为3545亿千瓦时。2023年冬季出现阶段性强降温过程概率较大。预计冬季气温接近常年同期，可能出现阶段性强降温过程，造成短时电力需求超预期增长。

一次能源方面，预计2023年煤炭消费量比上年增长1%左右。综合来看，煤炭供应增速与需求增速持平，供需基本平衡。叠加煤价调控相关政策要求，预计2023年煤价继续运行在合理区间内，将对煤电保障供应形成有力支撑。

今年全国电力供需将呈紧平衡态势

从宏观经济来看，今年一季度我国逐渐摆脱疫情影响，生产和需求逐步改善，经济实现良好开局。从用电量来看，一季度全社会用电量同比增长3.6%，全国电力供需总体平衡。

国网能源研究院当天发布的《2023中国电力供需分析报告》(以下简称《报告》)提到，结合宏观、中观、微观视角下影响电力供需的因素看，疫情防控优化、经济恢复向好、气温正常偏高等成为支撑用电较快增长的有利条件，预计今年全国全社会用电量约为9.25万亿千瓦时，比上年增长7%左右。分季度看，受2022年基数影响，第二、第四季度用电增速将显著高于第一、第三季度用电增速。分部门看，预计第二、第三产业用电量增速较上年显著反弹，第二产业重新成为拉动用电增长的主要动力。

国家电网副总工程师兼国网能源研究院院长欧阳昌裕表示，预计今年底全国发电装机容量将达到28.4亿千瓦左右，同比增长10.8%，火电比重将首次低于50%。“全国电力供需呈现紧平衡态势，局地用电高峰期间有缺口，夏冬保电不轻松，政企协同能取胜。”

国网能源研究院经济与能源供需研究所所长郑海峰表示，今年华北、华东、华中、西南电网区域电力供需紧张，其他电网区域电力供需偏紧或基本平衡。华北、华东、华中、西南电网区域部分省份通过采取需求响应等措施可在一定程度上缓解电力供需紧张态势，但是若出现燃料供应不足、极端天气等情况，用电高峰时段电力缺口将进一步扩大。

今年夏冬“双高峰”特征显著

与会专家认为，气候气象因素对电力供需影响愈来愈大。尤其去年迎峰度夏期间，川渝地区遭受罕见的高温干旱天气，电力空前紧缺，首次在汛期出现电力电量双缺现象，电力保供面临最长时间、最高温度、最少来水和最大负荷的“四最”挑战。

为更好研究电力供需，国网能源研究院和国家气候中心今年签订合作协议，建立月、季、年气候预测以及极端天气气候事件及气象灾害预估等关键节点的及时信息交换机制，共同研判迎峰度夏和迎峰度冬以及突发灾害下的能源电力保供风险，共同发布能源电力安全风险预测预警。

除了做精预警监测，欧阳昌裕表示，在一次能源供应环节，继续发挥煤炭压舱石作用，在确保安全的前提下，全力推动煤炭稳产增产，加强电煤中长期合同签约履约监管，充分挖掘潜力，积极推动天然气增储增产，着力稳定能源价格，归纳起来就是保价、保量、保运。在发电环节，严格机组涉网管理考核，提升机组发电能力，做好水电和新能源发电预测。在输电环节，加强全网统一调度管理，发挥大电网大范围资源优化配置优势，度夏前确保中长期交易足额购电。

《2023-2028年国内电力行业发展趋势及发展策略研究报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。