京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究

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京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究

# 电力系统 # 京津冀 # 德国大小：13.09M | 页数：70 | 上架时间：2020-10-23 | 语言：中文

类型: 行研

上传者: ZF报告分享

撰写机构: 国家发展和改革委员会能源研究所

出版日期: 2020-10-14

摘要：

近日，由国家发展改革委能源研究所、德国国际合作机构（GIZ）、华北电力大学联合编制的《京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究》报告在中德能源转型研究项目框架下发布。

该报告对比分析了京津冀与德国的电力系统灵活性资源，得出其具有相似性，但资源灵活调节能力存在较大差异的结论。同时，该比较研究进一步提出了京津冀电力系统灵活性提升的潜力和建议，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。

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。德国是欧洲可再生能源发展的先锋，截至2018年底其可再生能源装机占比已超过50%，在电力系统灵活性释放方面也积累了大量经验。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，然而风光发电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，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。

京津冀与德国电力系统灵活性资源调节能力存较大差异

报告分析认为，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。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。

报告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。报告指出，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，这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。

优先推动煤电灵活性改造和电网互济，提升京津冀电力系统灵活性

报告进一步分析了京津冀电力系统灵活性提升的潜力，指出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，在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；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。

报告建议，对于京津冀电力系统灵活性发展，应首先推动煤电灵活性改造和电网互济发展，然后有序推进抽水蓄能电站和储能电站建设，积极开展电力需求侧管理，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。对于德国电力系统灵活性发展，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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