2022年中国电力行业运行情况

中投产业研究院发布的《2022-2026年中国虚拟电厂深度调研及投资前景预测报告》显示：

一、全社会用电情况

1-2月，全国全社会用电量13467亿千瓦时，同比增长5.8%。分产业看，1-2月，第一产业用电量163亿千瓦时，同比增长12.8%，占全社会用电量的比重为1.2%，对全社会用电量增长的贡献率为2.5%；第二产业用电量8413亿千瓦时，同比增长3.4%，占全社会用电量的比重为62.5%，对全社会用电量增长的贡献率为37.0%；第三产业用电量2488亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量的比重为18.5%，对全社会用电量增长的贡献率为22.6%；城乡居民生活用电量2403亿千瓦时，同比增长13.1%，占全社会用电量的比重为17.8%，对全社会用电量增长的贡献率为37.9%。

1-2月份，全国工业用电量同比增长3.6%。全国制造业用电量同比增长0.5%。制造业中，四大高载能行业合计用电量同比下降1.4%，其中，建材行业同比下降7.0%，黑色行业同比下降5.0%，化工行业同比增长4.9%，有色行业用电量同比下降0.1%；高技术及装备制造业合计用电同比增长3.9%，其中，电气机械和器材制造业、仪器仪表制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、医药制造业、汽车制造业同比正增长，分别为20.0%、10.1%、7.5%、4.9%和3.6%；消费品制造业合计用电同比增长0.1%，其中，酒/饮料及精制茶制造业、纺织服装/服饰业、纺织业、食品制造业同比正增长，分别为7.6%、2.3%、1.9%和0.9%。

1-2月份，第三产业用电量同比增长7.2%。其中，交通运输/仓储和邮政业、租赁和商务服务业、住宿和餐饮业、房地产业同比增长均超过10%，分别为12.4%、11.8%、11.3%和10.2%。

1-2月，17个省份全社会用电量同比增长超过全国平均水平。

二、发电生产情况

截至2月底，全国发电装机容量23.9亿千瓦，同比增长7.8%。其中，非化石能源发电装机容量11.4亿千瓦，同比增长14.1%，占总装机容量的47.4%，占比同比提高2.6个百分点。水电3.9亿千瓦，同比增长6.0%。火电13.0亿千瓦，同比增长3.1%，其中，燃煤发电11.1亿千瓦，同比增长1.9%，燃气发电10809万千瓦，同比增长5.9%，生物质发电3878万千瓦，同比增长23.2%。核电5328万千瓦，同比增长4.4%。风电3.3亿千瓦（其中，陆上风电和海上风电分别为30778和2664万千瓦），同比增长17.5%。太阳能发电3.2亿千瓦（其中，光伏发电和光热发电分别为31524和57万千瓦），同比增长22.7%。

截至2月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量22.3亿千瓦，同比增长6.6%。水电3.5亿千瓦，其中，常规水电3.1亿千瓦；火电12.9亿千瓦，其中，燃煤发电11.0亿千瓦，燃气发电10652万千瓦；核电5328万千瓦；并网风电3.3亿千瓦；并网太阳能发电2.1亿千瓦。

1-2月份，全国规模以上电厂发电量13141亿千瓦时，同比增长4.0%。

1-2月份，全国规模以上电厂水电发电量1400亿千瓦时，同比增长8.2%。全国水电发电量前三位的省份为四川（405亿千瓦时）、云南（298亿千瓦时）和湖北（151亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的61.0%，增速分别为11.6%、7.6%和-2.4%。

1-2月份，全国规模以上电厂火电发电量9864亿千瓦时，同比增长4.3%。分省份看，除西藏、云南、甘肃、广西、福建、青海、天津、北京、宁夏、河北、贵州、新疆、辽宁和重庆同比下降外，其他省份火电发电量均同比增长，其中，增速超过30%的省份有四川（30.4%）。

1-2月份，全国核电发电量640亿千瓦时，同比增长9.6%。1-2月份，全国并网风电厂发电量1065亿千瓦时，同比下降7.5%。

三、发电设备利用小时情况

1-2月份，全国发电设备累计平均利用小时597小时，比上年同期降低8小时。

分类型看，1-2月份，全国水电设备平均利用小时为408小时，比上年同期增加8小时。在水电装机容量排前10的省份中，除贵州、广东、四川、湖北和青海外，其他省份水电设备平均利用小时均同比增加，其中，湖南、福建和广西增加超过100小时，分别增加233、162和111小时；全国火电设备平均利用小时为759小时，比上年同期增加26小时，其中，燃煤发电设备平均利用小时为797小时，比上年同期增加34小时，燃气发电设备平均利用小时为398小时，比上年同期增加19小时。分省份看，全国有17个省份的火电设备利用小时超过全国平均水平，其中四川、新疆和甘肃超过900小时，分别为997、945和916小时，安徽、湖北、江西、陕西、青海、内蒙古、重庆、北京和河北超过800小时。与上年同期相比，四川、安徽、湖北、河南、江苏、新疆、陕西、河北、湖南、浙江、江西、内蒙古、山东、山西和上海等15个省份火电利用小时同比增加，其中四川增加119小时，安徽、湖北、河南和江苏增加也超过50小时，分别增加95、65、61和53小时；全国核电设备平均利用小时1195小时，比上年同期增加48小时；全国并网风电设备平均利用小时323小时，比上年同期降低96小时；全国太阳能发电设备平均利用小时182小时，比上年同期降低10小时。

2021年中国虚拟电厂发展现状

中投产业研究院发布的《2022-2026年中国虚拟电厂深度调研及投资前景预测报告》显示：

2021年是“十四五”能源规划开局之年，大力发展虚拟电厂并进一步推动能源革命是我国电力行业的主要发展方向之一。虚拟电厂通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等DER的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。虚拟电厂用途较广，既可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷；既可快速响应指令配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。可以有效解决我国电力行业电力紧张、能耗偏高的现状。

虚拟电厂主要分为虚拟电厂及电力需求响应两种，我国两种形式皆有布局。虚拟电厂主要于21世纪初期于德国、英国、西班牙、法国、丹麦等欧洲国家兴起，同期美国也推行与虚拟电厂意义类似的“电力需求响应”，目前我国对于虚拟电厂的建造形式为对于美国及欧洲先进经验兼容并包，同时发展虚拟电厂及电力需求响应，二者目前在我国统称为“虚拟电厂”。虚拟电厂发展至今，其理论和实践在发达国家已较为成熟。我国国内在“十三五”期间，江苏、上海、河北、广东等地也相继开展电力需求响应和虚拟电厂试点。

虚拟电厂资源可分为可调负荷、分布式电源及储能虚拟电厂的基础资源包括可调（可中断）负荷、分布式电源及储能。三类资源在实践中大多数情况下会彼此相互关联，自用型分布式能源和储能在可调负荷中应用较广泛，基于三类基础资源可以发展出微网、局域能源互联网等形态，成为虚拟电厂或电力需求响应系统下的控制单元之一。虚拟电厂按照主体资源的不同，可以分为需求侧资源型、供给侧资源型和混合资源型三种。需求侧资源型虚拟电厂以可调负荷以及用户侧储能、自用型分布式电源等资源为主。供给侧资源型以公用型分布式发电、电网侧和发电侧储能等资源为主。混合资源型由分布式发电、储能和可调负荷等资源共同组成，通过能量管理系统的优化控制，实现能源利用的最大化和供用电整体效益的最大化。

2022年中国虚拟电厂应用前景

中投产业研究院发布的《2022-2026年中国虚拟电厂深度调研及投资前景预测报告》显示：

随着社会经济技术的不断进步，虚拟电厂的应用将越来越广泛，和分布式的光伏发电相配合，可以有效提高电力资源的利用效率，最大限度地避免资源浪费，同时有利于优化整个供电系统，促进电力资源的高效供应，同时合理利用清洁能源，降低对自然环境的污染。所以将虚拟电厂应用于光伏示范区是未来电力领域的发展趋势。首先从政策层面来讲，由于光伏示范区不仅具有试验价值，也具有示范和引领的作用，会对未来相关领域的发展产生极大影响，也为虚拟电厂的发展提供了很好的平台，促进虚拟电厂的探索和研究。其次，就实际情况而言，光伏示范区的建设规范和面积都非常大，这对管理方面提出很大挑战，同时也可能会发生光伏渗透率超标的情况，这就需要智能化的监管平台保证光伏示范区的有效运行，而虚拟电厂强大的监管系统就可以发挥很大作用。

另外，在运行模式上，光伏示范区和虚拟电厂之间也比较契合，一方面，虚拟电厂强大的监管系统可以对光伏示范区实施标准化管理，保证示范区的正常运行，避免很多风险和危害。另一方面，虚拟电厂自身具有一定的市场属性，可以参与到相关的市场交易中，所以将其应用于光伏示范区的运行中，可以最大限度地利用市场经济规律，促进分布式光伏发电的快速发展。虚拟电厂利用市场机制促进光伏示范区的有效运行是通过间接的管理方式实现的，这更符合当前的实际情况，即分布式光伏发电的业主和电力企业之间是各自独立存在的。另外，利用虚拟电厂可以有效降低电力网络运行的各项成本，随着技术的不断成熟，电力资源将依托虚拟电厂实现多样化的便捷交易。最后，虚拟电厂将作为一个新的契机，促进相关技术的创新，比如储能技术等，为分布式光伏发电的推广应用提供必要的技术支持。