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京津冀VS德国,谁的电力系统更灵活?

作者:中国储能网新闻中心 来源:南方能源观察 发布时间:2020-09-11 浏览:
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近日,《京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究》报告发布。该报告由中德能源转型研究项目(2016-2019)发布,中德能源转型项目是国家发展和改革委员会能源研究所(ERI)与德国国际合作机构(GIZ)在两国主管部委指导下,围绕能源转型为核心开展的研究项目。承担本次研究的机构是国家发展和改革委员会能源研究所(ERI OF NDRC)和华北电力大学。本文为报告执行摘要,想了解更多研究内容,请扫描文末二维码获取。

伴随巴黎协定各国自主减排贡献书的提交,积极应对气候变化已成为全球共识,其中建立以高比例可再生能源为中心的能源体系已成为世界能源发展的重要趋势和许多国家推进能源革命的核心内容。德国作为欧洲第一大经济体,二十世纪八十年代就提出了可再生能源发展战略,截至2018年底德国可再生能源装机占比已超过50%,作为欧洲可再生能源发展的先锋,德国在电力系统灵活性释放方面积累了大量经验。京津冀地区是中国重要的能源消费中心,大力发展可再生能源已成为当前该地区能源转型的方向,然而风电和光伏发电固有的间歇性和波动性对当地电力系统灵活性提出了越来越高的要求,同时京津冀各省市在电源结构、电网配置等方面存在较大差异,对系统灵活性释放也提出了巨大挑战。因此,通过京津冀与德国电力系统灵活性的比较研究,不仅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,而且也将为中国其他省市高比例发展可再生提供参考借鉴。

电力系统灵活性是指在供需发生变动时系统保持供需平衡的应对能力,灵活性资源分布于发电侧、电网侧和用户侧,随着技术的快速发展,储能也成为电力系统不容忽视的灵活性来源。报告首先分析了京津冀与德国电源侧、电网侧、用户侧和储能灵活性资源的差异,然后定量比较了两地电力系统的运行灵活性,并研究了各类灵活性提升举措带来的经济技术影响,最后针对京津冀各省市可再生能源发展的不同阶段,提出了与之相适应的灵活性发展建议,另外根据对德国电力系统灵活性的综合分析,也提出了德国后高比例可再生能源时代电力系统灵活性的发展建议。

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京津冀与德国电力灵活性资源比较分析

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。从电源侧来看,京津冀煤电机组调节能力远未释放。京津冀可调度电源装机容量超过7500万千瓦,占总装机的72.5%,远超德国50.2%的可调度电源装机占比;但其中煤电机组的最小出力、爬坡速率、启动时间等灵活性参数远落后于德国;特别是热电联产机组,京津冀地区冬季“以热定电”运行的热电联产机组已严重影响系统灵活性,而德国热电联产装机占比超过50%,却通过热电解耦等改造成为系统灵活性的主要提供者。

从电网侧来看,京津冀跨省跨区电网灵活互济并未充分发挥。随着可再生能源装机占比的提高,京津冀与德国相似,整个地区为保障供电可靠性支出的辅助服务补偿费用不断增加;虽然与周边山西、河南、山东、内蒙古已建立起超过7600万千瓦交换能力的互联电网,但相比德国与9个邻国开展的实时跨国电力交换,京津冀与周边的电网连接当前主要承担“迎峰度夏”、“迎峰度冬”负荷高峰时段应急支援的作用;另外,京津冀地区主要以省为单位进行电网的优化和改扩建。

从用户侧来看,京津冀与德国需求侧灵活性资源均发展不足。京津冀与德国用户侧灵活性资源均具有千万千瓦级潜力,在工业、建筑、交通等领域已经得到了一定应用,但两地灵活性资源利用程度仍然不高;另外京津冀地区灵活性资源以“有序用电”等行政型需求侧管理为主,德国主要通过市场机制激发灵活调节能力。

从储能发展来看,除抽蓄外京津冀缺乏新型储能的商业化规模应用。京津冀与德国都拥有较好的抽蓄资源,但当前京津冀地区已建抽蓄装机仅有210万千瓦;而京津冀地区电池储能、压缩空气储能以及电制氢等其他类型储能尚处于示范阶段,装机规模仅为3.2万千瓦,相比来看德国电池储能、压缩空气储能以及电制X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。

从机制来看,京津冀灵活性配套机制尚缺乏激励性。德国通过平衡市场、现货市场、电网阻塞管理以及平衡单元内部平衡等一系列方式充分激发了各类灵活性资源的活力,而京津冀地区目前执行的无论是发电侧“三公”调度、用户侧“有序用电管理办法”,还是辅助服务两细则,对于系统灵活性的释放缺乏激励性。

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京津冀与德国电力运行灵活性比较分析

报告采用了由国家发展和改革委员会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”,提出了包含向上灵活性不足概率、向下灵活性不足概率、电力不足概率、弃风概率、弃光概率在内的系统运行评价指标体系。通过定量比较发现,京津冀与德国灵活性资源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,具体如下。

根据2018年系统运行情况看,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;并且向上灵活性冬季低于夏季,而向下灵活性夏季低于冬季。相比德国京津冀地区电力系统向上灵活性同样充足,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,不足概率分别达到19.69%和67.52%,并且向下灵活性冬季低于夏季,夜间低于白天;另外向下灵活性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。

从提升潜力看,冀北地区与德国在可再生装机占比方面具有相似性,参考德国当前各类灵活性资源技术水平,冀北地区煤电灵活性改造不仅能大幅改善系统向上和向下灵活性,而且单位千瓦投入仅高于电力需求侧管理,能够带来系统可靠性改善的同时,更能促进风、光消纳;电网灵活互济和储能规模发展对于增加系统灵活性的原理不同,但两种举措均能在一定程度提升冀北地区电力系统绝大多数时段的向上和向下灵活性,其中电网灵活互济技术成熟,并且经济性具有一定优势,而储能方面,抽水蓄能不仅站址有限,建设成本也较高,其他类型储能技术未来发展还存在诸多不确定性,经济性也是影响其大规模应用的主要障碍;电力需求侧管理虽然具有较强的经济性,但对于冀北地区灵活性改善的作用有限,更多的是灵活性的重新调配。

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京津冀与德国电力系统灵活性发展建议

对于京津冀电力系统灵活性发展来说,应首先推动煤电灵活性改造和电网互济发展,其次有序推进抽水蓄能电站和储能电站建设,再次积极开展电力需求侧管理,最后实现系统灵活性的优化配置;同时建设集中式电能量交易市场,完善辅助服务补偿机制,形成具有激励性的输配电价,推动建立完全开放的零售市场,探索容量市场建设。分地区来看,北京应加快电网灵活互济,推动储能多元利用,探索智能化需求侧管理;天津和河北应推动煤电职能转换和去产能相结合,打破利益壁垒推动电网开放共赢,坚持生态优先开发抽水蓄能电站;冀北应做好“源-网-荷-储”灵活性资源全面释放和优化配置。

对于德国电力系统灵活性发展来说,应创新商业模式加大需求侧分散资源的有效利用;提前研究后高比例可再生能源时代电力系统灵活性保障举措。

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