聚焦 | 京津冀电力系统灵活性提升的潜力与路径

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电源侧灵活性资源情况

截至2018年底，德国电力总装机容量达到2.2亿千瓦，可调度装机占比50.2%，可再生能源占比超过58.4%。其中，火电发电装机容量超过8300万千瓦，境内抽水蓄能电站装机容量达到680万千瓦，主要分布于德国中部和南部；此外，临近的卢森堡、瑞士和奥地利约300万千瓦的抽水蓄能电站也由德国电网管理。2018年，德国国内总发电量超过5956亿千瓦时，可再生能源占比约为35%，其中风电发电量占比超17.2%，太阳能发电量占7.1%，生物质发电量占8.0%。

1.火电机组资源情况

德国的灵活火电机组主要包括四类：硬煤发电机组、褐煤发电机组、单循环燃气发电机组（OCGT）以及联合循环燃气发电机组（CCGT）。截至2018年底，德国火电发电装机容量超过8300万千瓦，占国内总装机容量的37.3%，其中褐煤装机容量约为2120万千瓦，硬煤为2370万千瓦，天然气约为2940万千瓦。从机组类型来看，德国煤电以大型发电机组为主，约占56.7%，其中68.1%的燃煤机组为热电联产（CHP）机组。

2.火电机组灵活性参数分析

随着大量风光可再生能源发电并网，德国很多火电厂由于发电利用小时数偏低而面临倒闭的风险，为此提供电力系统灵活性服务成为火电企业新的盈利点。德国火电企业主要通过降低最小出力、提高爬坡速率、缩短启动时间以及为CHP机组增加储热装置等措施来提升机组的灵活性。四种火电机组中，总体来看OCGT灵活性最强，褐煤机组灵活性最差；常规OCGT单循环燃气轮机的平均爬坡率可以达到8%~12%/分钟，是其他机组的4~6倍，而热启动和冷启动时间相比CCGT的3~4小时和煤电机组的1~10小时，OCGT只需要5~11分钟；硬煤机组最小稳定出力优势明显，可以压至额定容量的25%~40%，其他三种机组最小稳定出力可以降至40%~60%之间。

为进一步挖掘电源侧的灵活性资源，德国的火电机组也在不断进行技术创新和灵活性升级，其中褐煤机组优化潜力最大，最先进机组最小稳定出力可以从额定容量的50%~60%下降到35%~50%，爬坡率从1%~2%/分钟提升到2%~6%/分钟，热启动和冷启动时间可以分别从4~6小时、8~10小时降低至1.25~4小时和5~8小时。燃气机组灵活性提升主要体现在最小出力的进一步降低，先进的OCGT和CCGT机组最小稳定出力已经可以达到与燃煤机组相同的水平，部分OCGT机组的最小稳定出力甚至可以达到20%，未来随着天然气发电量占比不断攀升，燃气机组有望成为德国最重要的电源侧灵活性资源。

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电网侧灵活性资源情况

本研究主要关注大电网的灵活互济，因此将着重介绍德国跨境输电灵活性的释放。

德国境内主干电网电压等级主要为220千伏和380千伏，全国主干电网线路长度约为35000千米，由四个TSO企业Tennet、Amprion、50Hertz以及Transnet分区进行运行和管理。同时德国是欧洲互联电网ENTSO-E的成员国之一，属于五个同步区域之一的UCTE；与区域内国家主要通过380~400千伏和220千伏的交流输电线路连接，与其他同步电网则通过高压直流输电线路连接。目前德国与9个邻国开展实时跨国电力交换。跨境电力传输在可再生能源消纳方面发挥了重要作用，同时在应对突发事件时，也为德国电力系统稳定运行和安全供给提供了保障。

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用户侧灵活性资源情况

德国的用户侧灵活性资源主要来自工业、第三产业和居民，以价格型需求侧管理为主。2014年据德国航空航天中心（DLR）评估，德国“降低负荷”需求响应的资源潜力达到1380万千瓦，约占德国最高负荷的17%；“提升负荷”需求响应的资源潜力达到3230万千瓦，约占最高负荷的40%。从经济性角度看，德国工业需求侧响应的固定成本在0.2~8欧元/千瓦之间，可变成本也不高于0.5欧元/千瓦，仅为发电机组灵活性改造的十分之一。尽管如此，目前可以实际规模化参与灵活性服务的主要是工业领域的铝企业。

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储能灵活性资源情况

德国储能设施主要包括抽水蓄能、电池储能、压缩空气储能（CAES）以及电制X（PtX）。截至2018年，德国储能装机容量已近790万千瓦，其中境内抽水蓄能电站装机容量达到680万千瓦，电池储能、压缩空气储能以及电制X（主要包括电制氢、制甲烷）等装机已超过100万千瓦。压缩空气储能目前德国仅有一个商业化运行项目；电制X项目预计2020年后才会陆续实现大规模商业化运行。

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灵活性市场机制情况

德国的各类灵活性资源可以通过平衡市场、现货市场、电网阻塞管理以及平衡单元内部平衡等方式参与灵活性市场，各类灵活性资源通过平衡市场提供一级备用、二级备用、分钟备用等不同灵活性服务。

三、京津冀与德国电力系统运行灵活性对比分析及提升建议

京津冀与德国电力系统灵活性资源类型具有相似性，但资源灵活调节能力存在较大差异。通过京津冀与德国电力系统灵活性的比较研究，能够帮助处于可再生能源发展不同阶段的京津冀各地制定系统灵活性提升路径，并为其他省市高比例发展可再生能源提供参考借鉴。

表1 2018年京津冀地区与德国部分指标对比

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电力系统灵活性资源对比

电源侧，京津冀可调度装机占比超出德国20个百分点，但其煤电机组的最小出力、爬坡速率、启动时间等技术指标远落后于德国，特别是热电联产机组。此外，不同于德国与9个邻国开展的实时跨国电力交换，京津冀虽然与周边省份建立了超过7600万千瓦交换能力的互联电网，但其电网连接当前主要承担负荷高峰时段应急支援的作用。京津冀与德国的用户侧灵活性资源均具有千万千瓦级潜力，京津冀需求侧灵活性资源以行政型管理为主，而德国主要通过市场机制激发灵活调节能力。京津冀缺乏新型储能的商业化规模应用，德国电池储能、压缩空气储能以及电制氢、制甲烷等装机已超过100万千瓦，而且多数新型储能已完成商业化规模应用。

总体看，京津冀地区各类灵活性资源有待进一步释放，灵活性配套机制也缺乏激励性，难以发挥利用现有的灵活性资源和引导中长期灵活性资源的投资规划，保障系统灵活性的充裕。

表2 德国与京津冀电力系统灵活性资源对比

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京津冀与德国电力系统灵活性定量比较

本文采用由国家发展改革委能源研究所和华北电力大学共同开发的“H3E-电力系统生产模拟方法”，对系统灵活运行评价指标进行了定量分析。定量分析显示，京津冀与德国灵活性调节能力的差异带来了两地电力系统运行灵活性、可靠性和弃风弃光的不同。根据2018年电力系统运行情况，德国电力系统具备较高的向上灵活性和可靠性，向下灵活性不足概率约为8.39%，弃风率和弃光率处于较低水平。相比之下，京津冀地区电力系统向上灵活性更加充足，各地向上灵活性不足概率均低于德国的6.11E-03%，也使得京津冀各地拥有较高的供电可靠性，但冀北和天津地区电力系统向下灵活性严重不足，与高比例可再生能源装机叠加也造成了冀北地区较高的弃风、弃光率。

表3 京津冀与德国电力系统灵活性定量比较

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灵活性提升技术经济横向比较

结合国际经验和中国现状，京津冀地区30万千瓦和60万千瓦纯凝汽机组最小稳定出力降至30%的单位千瓦改造成本在125元/千瓦左右；而提升燃煤机组爬坡速度投入的资金也因项目而异，软件升级的投入较少，设备技改的投入较大，粗略估计单位千瓦投资大约为50元/千瓦；对于30~60万千瓦的大型电厂，热电解耦需配置2万~7万立方米的储热罐，投资成本一般为4000~8000万元；综合最小稳定出力、爬坡速度、启动时间、热电解耦等各项改造举措，30~60万千瓦燃煤机组灵活性改造成本大约在300~500元/千瓦。目前京津冀地区抽水蓄能电站单位千瓦投资大约在5000元左右。电网互济从技术角度成熟度较高，对于已有线路不需要进行过多改造，但对于调度管理系统需要进行一定的升级，在考虑新增线路的情况下，电网投资大约在2000元/千瓦。由于负荷的复杂性，电力需求侧管理不仅在京津冀地区，乃至在全国范围均存在技术成熟度不高的现状，在用户侧负荷控制手段、管理平台建设、激励机制等多个方面均需要进行大量的投入，考虑推广费用和相关智能设备以及管理平台成本后单位千瓦投资在200~400元，且不确定性较高。除抽水蓄能外，其他类型受限于技术成熟度不高，单位千瓦约8000~1000元，超过了其他所有灵活性资源。