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德国储能灵活性资源情况研究

作者:中国储能网新闻中心 来源:电力大数据 发布时间:2020-09-19 浏览:
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德意志联邦共和国位于中欧,北邻丹麦,西部与荷兰、比利时、卢森堡和法国接壤,南邻瑞士和奥地利,东部与捷克和波兰接壤,领土面积 357167 平方公里,人口约8293 万人。德国是欧洲四大经济体之一,2018 年国内生产总值(GDP)达到 4.0 万亿美元。早在二十世纪八十年代德国就提出了可再生能源发展战略,截至 2018 年底,德国发电总装机容量达到 2.2 亿千瓦,可再生能源占比超过 58.4%;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过 17.2%,太阳能发电量占比为 7.1%,生物质发电量占比为 8.0%。

受生物质发电成本和资源制约,风电和光伏发电是德国可再生能源比重提升的主要依靠力量。但同时,风电和光伏发电比重的大幅提高对于德国电力系统灵活运行也提出了更高要求。以 2019 年 1 月冬季为例,除去可再生能源供给后德国净负荷的波动性大幅增加。当前德国通过充分挖掘火电机组、跨省区跨境输电、需求侧响应以及储能等不同途径的灵活性潜力,利用多级市场,保障了其电力系统安全、可靠运行,控制可再生能源弃电率处于 2~4% 的合理范围之内。但随着可再生能源发电量占比突破 30%,德国的弃风率开始呈上升趋势。

一、电源侧灵活性资源情况

在德国火电、核电、抽水蓄能以及生物质发电都被视为是可控电源。截至 2018 年底,德国可调度电源装机容量达到 1.1 亿千瓦,占全国总装机容量的 50.2%。其中火电机组和抽水蓄能是电源侧主要的灵活性来源,抽水蓄能将在后续储能章节进行介绍。

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;2018 年德国国内火电发电量达到 3173 亿千瓦时,占全国总发电量的 49.1%,其中褐煤发电量约为 1455 亿千瓦时,硬煤为 832 亿千瓦时,天然气为 834 千瓦时。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,将近一半的单机容量在 60 万千瓦以上,35% 在 30 万千瓦到 60 万千瓦之间;燃气机组以小型发电机组为主,其中燃气 CHP 占燃气装机总量的 59.4%,绝大部分单机容量小于 30 万千瓦。

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。

CHP 机组供暖季灵活性分析

德国的供暖季一般从当年 10 月到次年 4 月,由于冬季 CHP 机组需优先满足供暖需求,随着风光占比的大幅提高,德国使用了大型储热设备来实现 CHP 机组的热电解耦,提升火电的灵活性。例如位于德国杜塞尔多夫的 Lausward Fortuna 联合循环燃气 CHP电厂,建造了容量为 36000 平方米的世界第一大热水储热罐,实现燃气轮机从热启动到达满功率运转仅需 25 分钟,不仅为电网提供了灵活性保障,同时即使电厂停运也能满足杜塞尔多夫整个城市多天的供暖需要。

二、 电网侧灵活性资源情况

德国虽然可再生能源发电占比不断提升,但其电力系统中断时间(SAIDI)却逐步走低,2018 年德国 SAIDI 仅为 13.91 分钟。然而,为了维护电网的稳定运行,近年来德国电网的阻塞管理成本大幅提高,2018 年其总成本是 2013 年的 6.7 倍。研究主要关注大电网的灵活互济,因此本章节将着重介绍德国跨境输电灵活性的释放。

跨国电网灵活互济状况

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 公里,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(红色)和 220 千伏(绿色)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(粉色)连接;目前德国与 9个邻国开展实时跨国电力交换。

德国作为拥有高可再生能源发电装机占比的国家,跨境电力传输在可再生能源消纳方面发挥了重要作用,例如当德国可再生能源发电大发时刻,奥地利和卢森堡会从电力市场中购买大量德国电力,以享受低廉的价格。同时在应对突发事件时,跨境输电也为德国电力系统稳定运行和安全供给提供了保障,例如 2015 年 3 月 20 日的“日食危机”,9~10 点之间德国从丹麦进口电量增加了 169%,从对瑞典的电力出口转向电力进口,此外瑞士也为德国额外提供了 42.3 万千瓦的发电容量支持。

电网灵活性提升举措

为提升电网灵活性、防止电网阻塞,德国采用 GORE 原则发展电网,即首选电网运行优化,其次电网改造,最后电网扩建。其中电网运行优化包括远程控制可再生能源电站、建立实时发电数据追踪系统等;电网改造包括增加输电线路温度监测设备、使用移相变压器等;电网扩建则重点需要考虑成本和公众接受程度。

三、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。

工业负荷灵活性资源

工业用户主要通过短暂加快或放缓生产活动,或者改变生产时间来提供需求响应。德国能源署(dena)研究表明,德国几乎所有的工业部门如冶金业、化工、橡胶和塑料工业都能提供不同程度的需求侧灵活性服务,其中大型高耗能企业可以独立参与灵活性服务,而小型用能企业则通过虚拟电厂(VPP)模式集中参与。据德国能源经济研究中心(FfE)评估,德国拥有 900 万千瓦的工业负荷可以通过中断的方式提供 5 分钟以内的需求侧响应,拥有 250 万千瓦的负荷可以连续提供 1 小时以上的灵活性服务。其中化工、冶金企业相较于其他部门拥有更大的需求响应潜力,例如 Trimet 公司是德国最大的铝生产和冶炼企业,也是德国最先进的工业用户灵活性供应商,一秒钟能够调节负荷8~60 万千瓦,可以为电力系统提供一级备用、二级备用以及可中断负荷服务。

第三产业灵活性资源

据德国航空航天中心 2014 年的评估,德国第三产业“降低负荷”和“提升负荷”需求响应的理论潜力超过 400 万千瓦,其中近一半的潜力来自于商业通风。德国弗朗霍夫研究所(Fraunhofer ISI)通过对 1000 家服务业企业进行采访评估,发现酒店、办公楼、餐厅等建筑物具有巨大的灵活性潜力,可以通过 VPP 参与现货市场或平衡市场作为二级备用和分钟备用,但当前缺少有效的激励机制阻碍了服务业灵活性潜力的释放。

电动汽车灵活性资源

2018 年德国 EV 数量达到 18 万辆,累计建设交流充电桩约 7900 个和直流充电桩超过 1400 个,目前已经开始尝试电动汽车(EV)灵活性资源的利用,V2G 在部分地区已经进入到试点阶段。德国 VPP 集成商 Next Kraftwerke 和荷兰智能充电平台运营商Jedlix 计划自 2019 年起,共同开展 EV 电池提供二级备用的试点项目,能为德国电力系统提供正向或负向的调频服务。

四、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达到近 790 万千瓦,主要为电力系统提供快速和短期的灵活性服务,其中抽水蓄能仍然是德国目前装机容量最大、经济性最好的储能设施;随着技术的发展和成本降低,电池储能也开始进入到大型商业化应用阶段,技术类型和商业模式逐渐多样化;压缩空气储能具有灵活性高且运行稳定的优势,但由于建设条件较为苛刻,目前德国仅有一个商业化运行项目;当前电制 X 在德国还处在小规模试验阶段,预计 2020 年后才会陆续实现大规模商业化运行。

抽水蓄能资源

德国从二十世纪五十年代末开始建设抽水蓄能电站,截至 2018 年底,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;除此之外,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。德国抽水蓄能电站的最小稳定出力一般约为额定容量的 30%,通常可以在 75 秒到 100 秒内爬升至最大容量,并为电力平衡市场提供一级备用、二级备用和分钟备用。例如德国最大的抽水蓄能电站 Goldisthal 位于图林根州,装机容量 106 万千瓦,在非高峰用电时段从褐煤发电厂购买价格低廉的盈余电力蓄水,当用电高峰来临时参与电网的调峰服务,单机运行容量能在数秒钟内从最低的 4 万千瓦上升到 26.5 万千瓦满负荷运转。

电池储能资源

随着电池成本的下降,电池储能近年来迎来了快速发展阶段。2018 年德国电池储能装机容量达到约 70 万千瓦,其中商用项目占比 52.9%,户用项目占比 47.1%;目前电池储能为德国电力系统提供一级备用、二级备用、平衡电网供需和提供无功补偿等,其中提供一级备用服务的商用电池装机容量约为 37.1 万千瓦,以锂电池为主。

压缩空气储能资源

压缩空气储能技术(CAES)早在二十世纪七十年代就已经实现了商业化运行,它拥有启动时间短、启动稳定以及爬坡快的优势,在德国压缩空气储能通常为电网提供分钟备用、调峰备用和对风光进行快速补偿。目前德国拥有世界上最大、运行时间最长的CAES 项目,总装机容量为 321 兆瓦,可以在额定功率下连续供电 3 小时;该项目的启动时间一般为 10 到 12 分钟,在紧急情况下甚至可以实现 5 分钟冷启动;爬坡速率约为额定容量的 30%/ 分钟,比最灵活的 CCGT(8%~12%/ 分钟)还要快一倍以上,启动稳定性可以达到 99%。

电制 X 资源

当前德国的电制 X(PtX)项目主要有电制氢(PtH2)和电制甲烷(PtCH4)。截至 2018 年底,德国在运的大于 50 kWel 的 PtX 项目总装机容量达到 26 兆瓦,其中约17.5 兆瓦为电制氢项目,8.5 兆瓦为电制甲烷项目。利用系统中盈余的可再生能源,通过生产 H2 和 CH4,德国的 PtX 项目能够为电力系统提供一定的灵活性。尽管目前在运的 PtX 项目均属于科研类项目或试点项目,实现盈利还有一定距离,但 PtX 在一定程度促进了北部盈余风电的消纳。

五、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。关于市场机制的更多细节,德国国际合作机构(GIZ)的另一篇报告《德国电力市场灵活性》中将做详细叙述。本章只对平衡市场的情况做简要概述,以便更好理解各类灵活性资源的特性。

根据灵活性需求的不同,在德国输电网运营商(TSO)通过拍卖的形式确定提供服务的灵活性资源。一级备用通常在系统频率出现较小波动时自动作出响应;二级备用则用于系统频率会出现较大波动的非可预见事件;分钟备用则可在大型或长期停电事件中发挥作用,例如核电厂出现强制停机。由于一级备用和二级备用对响应速度的要求较高,通常由火电机组、抽水蓄能电站、大型工业生产企业以及少量电池储能参与;分钟备用则可以接纳更多样的灵活性资源,例如压缩空气储能(CAES)和通过虚拟电厂(VPP)集成的小型电力用户等。

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