1、 分析报告 德国电力系统中的灵活性德国电力系统中的灵活性 技术和措施技术和措施 中德能源转型研究项目 3 执行摘要 . 4 1 1 背景、定义和历史概述 . 5 1.1 什么是电力系统的灵活性？灵活性为什么具有重要意义？ . 5 1.2 德国电力系统的发展以及灵活性在系统中的融合 . 6 1.3 提高德国电力系统灵活性的里程碑和措施 . 9 2 2 技术灵活性选项 . 11 2.1 传统电厂 . 11 2.2 生物质和沼气电厂 . 14 2.3 抽水蓄能电站 . 15 2.4 电池 . 15 2.5 电力多元转换（PtX） . 18 3 3 需求侧灵活性选项 . 20 3.1 工业和商业需求侧

2、灵活性 . 20 3.2 居民需求侧灵活性 . 22 4 4 系统运行灵活性 . 23 4.1 二次调度和可再生能源限电 . 23 4.2 先进的可再生能源发电预测 . 23 4.3 现有电网的更高利用率 . 23 4.4 配电系统运营商和输电系统运营商之间的合作 . 24 4.5 输电系统运营商之间的合作与协调 . 24 4.6 跨境电力交易 . 24 5 5 市场设计灵活性 . 26 5.1 与日俱增的电力市场颗粒度 . 29 5.2 辅助服务 . 30 5.3 支持计划：可再生能源和电网费用 . 32 附件 1. 1. 德国的可用容量和不同灵活性选项的已完成的与预估的量预估 . 33 附

3、件 2. 2. 德国已选定灵活性方案的灵活性潜力 . 35 缩略词表 . 36 图 37 表 38 参考书目 . 39 目录目录 4 德国的气候中和目标迫在眉睫。为了在 2045 年之前达成气候中和目标，德国需要提高其可再生能源产量，并同时提高电力系统灵活性。过去几十年间，德国制定并落实了多种解决方案，例如建立推动不同灵活性措施之间竞争的市场规则，同时采用技术中和方式，以确保技术和参与者的广泛融合。 在打造完全基于可再生能源的电力系统的过程中，传统的发电厂尤其是燃气电厂将继续发挥作用。目前，燃煤和燃气电厂是德国最重要的灵活性来源。但是，要达成最晚在 2038 年之前淘汰燃煤电厂以及在 2022

4、 年之前淘汰核电的目标，势必要增加其他灵活性选项的应用。大型电池是适合提供一次调频辅助服务并应用于工业领域的解决方案，小型电池则可为私人住宅提供用户相关灵活性。这两者都将发挥越来越重要的作用。 其次，生物质发电厂和沼气电厂以及抽水蓄能电站也是灵活性的重要来源。它们将在未来持续为电力系统的灵活性提供-支持。此外，技术的发展以及融资和监管障碍的逐步消除，尤其是要求运营商支付两次消费税的双重负担，可能会促成目前尚未在德国广泛部署的电力多元转换（PtX）技术的更加广泛的使用。 批发市场上的价格信号可能会触发工业和中小企业更高的需求侧灵活性。随着智能计量系统（智能电表）及其他数字技术的逐步引进，居民需求

5、侧灵活性将发挥更加重要的作用。 最后但同样重要的是，需要调整系统运营规程以提高电网灵活性。 此报告详细概述了德国电力系统中的主要灵活性技术和措施。在反映现状的同时，报告也指出了发展电力系统以实现气候中和的需求，为持续进行的政策辩论提供了宝贵的信息依据。 执行摘要 5 1.11.1 什么是电力系统的灵活性？灵活性为什么具有什么是电力系统的灵活性？灵活性为什么具有重要意义？重要意义？ 电力系统的灵活性指的是一种通过增加或减少发电量和负荷从而轻易修正或应变的能力。该概念适用于电力系统的不同要素、各要素提供的服务或者整个电力系统。发电机组以及输配电网可灵活运行，为电网和电力系统提供灵活性。工业、电动汽

6、车或居民等电力消费者也可以调整其电力需求，以为电力系统服务。监管措施和市场规则的设计可以加强或妨碍电力系统要素或整个系统的灵活性。 随着风能和太阳能光伏（PV）等波动性可再生能源（RE）在能源结构中所占比重的增长，灵活性措施将在电力系统中发挥越来越重要的作用。德国的目标是在 2045 年之前实现气候中和。这就需要推动可再生能源的进一步增长。要实现此目标不可避免地要提高对灵活性的需求，这主要是因为与日俱增的发电量的波动性波动性（v volatilityolatility）或可变性或可变性( (variability)variability)以及由此导致的剩余负荷剩余负荷（residual loa

7、d, 即耗电量减去波动性波动性可再生能源发电量）的不断增长。德国电力系统的剩余负荷可以频繁地减至大致零负荷，然后在短期内（几天或者几个小时）大幅增加。1因此，系统层面上的灵活性可描述为一个由发电机组和负荷组成的聚合园对剩余负荷可变性做出反应的能力。2为了应对这种发展，必须对电厂机组、需求侧响应、市场规则和系统运营进行改变。3 图图 1 1. . 高比例高比例可再生能源的灵活性要求可再生能源的灵活性要求德国冬季两周的负荷曲线实例德国冬季两周的负荷曲线实例 来源：来源： Prognos in: Agora Energiewende 2017a, 第 24 页a）负荷b）剩余负荷（可再生能源为40%

8、时）小时小时1 背景、定义和历史概述 6 下表总结了德国的灵活性选项及其作用。 在德国，为了应对更高灵活性需求所作出的市场规则的变化改变了电厂机组以及发电模式，且在较小程度上，改变了系统运营。4 因此，德国电力系统的灵活性措施主要为市场相关市场相关功能功能服务。市场相关功能主要是为电网服务为电网服务，为电网的运营和稳定性做出贡献。一个例外情况是，电网运营商自行采用灵活性措施。此种情况下，电网服务功能与市场无关。因为分拆规则分拆规则（u unbundling rulesnbundling rules），电网运营商无法拥有发电资产，因此，无法参与电力交易。分拆是欧盟单一电力市场的规则，规定输配电网

9、必须由发电厂以外的实体运营。德国联邦网络管理局规定，所谓的“电网助推器”（德语：Netzbooster），例如大型电池，可免于遵守此规定。根据2019 年电网发展规划，输电系统运营商（TSO）可在试点项目中运行电网助推器。 表表 1 1. .灵活性灵活性选项选项及其在德国背景下的意义及其在德国背景下的意义 服务提供方 服务接受方 措施和技术 系统中的功能 消费者或电厂运营商 平衡集团管理人（BRPs）、配电系统运营商（DSOs）或者输电系统运营商（TSO） 技术灵活性选项 传统发电厂的改造，包括废热发电（热电联产电厂） 生物质和沼气发电厂的改造 抽水蓄能系统 电池 电力多元转换（PtX） 用户

10、相关功能 市场相关功能 服务电网的市场相关功能 服务电网的功能 需求侧灵活性（DSF）选项 工业 中小企业 居民 配电系统运营商或者输电系统运营商，单方面或者合作 系统运营 电网扩建 二次调度 可再生能源限电 先进的可再生能源发电预测 现有电网的更高利用率 配电系统运营商和输电系统运营商之间的合作 输电系统运营商之间的合作与协调 跨境电力交易 监管机构和立法者 消费者、平衡集团、配电系统运营商或者输电系统运营商 市场设计 持续增加的电力市场颗粒度 辅助服务 支持计划 来源：来源：自我表述。1.21.2 德国电力系统的发展以及灵活性德国电力系统的发展以及灵活性在系统中的融在系统中的融合合 在此章

11、节中，我们将探讨德国各种类型的灵活性需求。可以部署章节 1.2 到 1.5 中描述的各种灵活性选项，以满足不同类型的灵活性需求。 对技术灵活性的需求对技术灵活性的需求 对技术灵活性的需求是由剩余负荷梯度或者爬坡率由剩余负荷梯度或者爬坡率所决定所决定的的。多种因素都可以影响电力系统的剩余负荷爬坡率：可再生能源尤其是太阳能光伏的比重越高，就能提供更高的剩余负荷爬坡率，从而加大对灵活性的需求。相反，高风电接入电网区域的面积越大、电网区域间的联网线路越多，剩余负荷梯度就越低，从而降低对灵活性的需求。5 剩余负荷的高变化率需要具有高爬坡率的可调度技术的馈入，例如储能或者传统的发电系统，即燃煤和燃气发电厂

12、。6 当可再生能源比重超过 30%，其中太阳能光伏发电的比重在 20%到 30%之间时，剩余负荷梯度会超过最高需求曲线斜坡。7这主要是因为发电峰值的数量增多，并且太阳能光伏提供了某天或者某时的用电需求中的一大部分。 7 下表展现了德国剩余负荷梯度以及可再生能源比重的历史变化和技术灵活性需求的发展过程。表表 2 2. .德国技术灵活性需求的发展德国技术灵活性需求的发展 年份年份 波动波动性性可再生可再生能源在发电中能源在发电中的占比的占比 太阳能光伏在太阳能光伏在可再生能源占可再生能源占比中的占比比中的占比 风能在可再生风能在可再生能源占比中的能源占比中的占比（陆上和占比（陆上和海上）海上） 平

13、均剩余负荷平均剩余负荷（吉瓦）（吉瓦） 净装机量总额净装机量总额（吉瓦）（吉瓦） 剩余负荷变动剩余负荷变动（吉瓦）（吉瓦） 平均剩余负荷平均剩余负荷梯度梯度 2014 21% (a) 22.19% (a) 36% (a) 44.83 (b) 196 (a) 10.25 (b) 1.82 (b) 2015 23.22% (a) 20.51% (a) 42.7% (a) 36.47 (b) 205 (a) 10.98 (b) 2.77 (b) 2016 22.66% (a) 20.09% (a) 42.14% (a) 35.65 (b) 212 (a) 10.99 (b) 2.27 (b) 201

14、7 26.11% (a) 18.21% (a) 48.86% (a) 34.15 (b) 218 (a) 11.73 (b) 2.28 (b) 2018 34.94% (c) 20.37% (c) 48.92% (c) 34.35 (e) 221 (c) 12.5 (f) . (g) 2019 39.74% (c) 19.13% (c) 51.9% (c) 29 (f) 226 (c) 14 (f) .(g) 2020 50.5% (d) 20.82% (d) 53.38% (d) 26 (f) 226.8 (d) 14 (f) .(g) 来源：来源： (a) BMWi 2019. (b) V

15、irtuelles Institut Smart Energy et al.2018, 28. (c) BMWi 2021. (d) Fraunhofer ISE 2021. (e) 自身基于以下内容的粗略估计： Bundesnetzagentur/SMARD. (f) 自身基于以下内容的粗略估计： Fraunhofer ISE, Energy-Charts. (g) 未估计。 从上表中描绘的发展中可以明显看出，平均剩余负荷平均剩余负荷稳步下降。平均剩余负荷梯度平均剩余负荷梯度在 2014 到 2017 年期间有所增加。面对这种发展趋势，所有的灵活性选项需要对剩余负荷的变化做出更频繁的反应。

16、在不远的将来，其他因素也可能提高对技术灵活性的需求。这些因素包括因负荷增加而导致的更高、更频繁的峰值负荷或者由多种应用同时同时使用使用引起的中低电压水平下的负荷爬坡，例如电动汽车充电或者热泵的使用。8 图图 2 2. . 消费者变得更灵活消费者变得更灵活应用的同时应用的同时使用使用 来源：来源：dena 2017a, 4-5电网扩建与升级是应对与日俱增的技术灵活性需求的解决方案。但也需使用灵活性选项作为补充，因为这些选项有助于优化电网扩建，降低电力用户的成本。为避免电网发展造成的成本上涨，一个尤为有用的解决方案是多用途方式多用途方式（技术应用的经济优化），即服务电网的服务电网的灵活性使用和与市

17、场相关与市场相关的的灵活性使用。9这种双用途方式在充分利用灵活性选项的同时，也实现了电网的更高效使用，并让系统总成本的大幅下超高压高压中压低压电网助推器通过配电网络的本地优化来 缓解聚合灵活性潜力现场储能部门耦合电动交通减少电网扩建智能社区产消者 8 降。但是，服务电网和与市场相关的灵活性使用要求有适当的激励措施和监管框架。10 对随机灵活性的需求对随机灵活性的需求 随机灵活性与灵活性需求相关，但因为天气、技术故障以及不断变化的电力需求状况等意外或随机的因素，而无法精准预测。因此，对随机灵活性的需求是由对可再生能源和传统能源发电量的预测质量预测质量以及用电需求决定的。11当与预测值出现偏差时，

18、必须在短时间内激活灵活性。最难以预料的变量是受天气变化直接影响的可再生能源馈入量。因此，更精准的预测可以降低对总体灵活性的需求。 在确定对随机灵活性的需求时，可以区分绝对和相对预测误绝对和相对预测误差差。绝对预测误差是预测值和实际馈入值之间的差值。相对预测误差是绝对预测误差与实际馈入值之间比值的平均值。12相对预测误差表明了绝对预测误差如何随着可再生能源比重的提升而变化。 与可再生能源预测值和实际馈入值相关的欧洲能源交易所（EEX）数据表明在 2014 到 2017 年期间，尽管可再生能源的比重不断提升，但绝对预测误差仍保持不变。 图图 3 3. . 绝对可再生能源预测误差绝对可再生能源预测误

19、差 来源：来源：Virtuelles Institut Smart Energy et al.2018, 29. Y Y 轴轴绝对预测误差（单位：兆瓦） - 绝对预测误差 - - - - - - - - - - 周平均值 根据智慧能源虚拟研究所（德语：Virtuelles Institut Smart Energy）的数据，绝对预测误差因相对预测误差的改进而保持一定的恒定。这表明随着可再生能源比重的不断提升，预测质量也在提升。换句话说，预测质量的提升弥补了可再生能源馈入量所带来的绝对不确定性的不断提升。因为预测方法和技术的改进，相对预测误差从 2014 年的 10%下降到2017 年 7%。尽

20、管近年来预测质量不断改进且有可能出现进一步的改进，但无误差预测依然不太可能实现。13 短期本地化灵活性需求短期本地化灵活性需求 短期本地化灵活性需求取决于电网瓶颈（电网内的不平衡或者过载）的比例。短期本地化灵活性需求出现在因为电网瓶颈而必须调整（增加或减少）本地馈入或者用电需求时。德国电力系统可采用两项措施解决此问题：二次调度和二次调度和可再生可再生能源限电能源限电。此类措施的体量和成本表明了德国电力系统出现电网瓶颈的强度和频率。14 图图 4 4. . 二次调度和二次调度和可再生能源可再生能源限电容量的发展限电容量的发展 来源：来源：基于以下来源数据的自我表述： Bundesnetzagen

21、tur 2016, 6; Bundesnetzagentur 2019b, 9; Bundesnetzagentur 2020b, 9. 图图 5 5. . 二次调度和二次调度和可再生能源可再生能源限电成本的发展限电成本的发展 可再生能源限电二次调度 9 来源：来源：基于以下来源数据的自我表述： Bundesnetzagentur 2019b, 9; Bundesnetzagentur 2020b, 9; Virtuelles Institut Smart Energy et al. 2018, 32 (year 2014). 自 2014 年起，二次调度和可再生能源限电的体量和成本增长了接近

22、三分之二。2014 年的成本大约为 3.7 亿欧元，到 2020年，增长到大约 10 亿欧元。一个例外是 2015 年：这一年异常的高风电供应量导致了次年更大的体量和更高的成本。15 可再生能源限电和二次调度的数据表明：短期灵活性需求在2017 年之前持续增长，之后趋于平稳。这表明电网运营商必须通过增加削减可再生能源的发电量，以避免电网的不平衡和过载。但这这将将造成经济浪费，并对环境不利；因此，系统需要开发满足短期本地化灵活性需求的替代措施。 电网扩建电网扩建是减少二次调度和可再生能源限电的一个选项。根据输电系统运营商的新近估计，规划的电网扩建将减少 11.4太瓦时的二次调度容量，从 2020

23、 年的16.7 太瓦时减少到2025年的 5.3 太瓦时。16 允许可再生能源参与二次调度可再生能源参与二次调度也是减少其总容量和成本的一个选项。近年来，10 兆瓦以上的传统发电厂，例如燃煤和燃气发电厂，已经提供在二次调度。2019 年发布了名为调度调度 2.02.0的新规定，自 2021 年 10 月起，将容量仅为 100 兆瓦的可再生能源和热电联产电厂纳入到二次调度措施中。 在经济上，多用途方式是比电网扩建和二次调度都更加有效的替代方式。 1.31.3 提高德国电力系统灵活性的里程碑和措施提高德国电力系统灵活性的里程碑和措施 近几十年来，德国政府出台了多项法律法规，以满足不断增长的灵活性需

24、求。此外，为了激励灵活性的发展，还调整了欧洲电力交易所（EPEX SPOT）的规则。下表总结了促成德国电力系统灵活性的最重要里程碑，其中有一部分将在后文中进行更详细的讨论。 表表 3 3. .德国电力系统的灵活性里程碑德国电力系统的灵活性里程碑 2005 通过电网电价条例 2008 EPEX SPOT 建立一小时内竞拍 2009 可再生能源法案（EEG）: 引进可再生能源的直接营销 2011 在 2022 年之前逐步淘汰核能的决定 2012 可再生能源法案：引进可再生能源的溢价市场模型 2012 可再生能源法案：引进沼气发电厂的灵活性溢价 2012 通过可中断负荷法令 2013 建立电网备用

25、2014 可再生能源法案：引进可再生能源竞拍 2014 可再生能源法案：引进沼气发电厂的灵活性补贴 2014 EPEX SPOT 竞拍减至 15 分钟 2014 第一个大型电池参与一次调频市场 2015 通过电力线路扩建法 2015 EPEX SPOT 提前期降至 30 分钟 2015 第一个小型电池聚合商通过了参与一次调频市场的预审 2016 通过电力市场法：引进了电力市场 2.0 和备用容量 2016 通过能源转型数字化法 2017 德国联邦网络管理局的决定，包括修正一次调频辅助服务的采购（2019 年到 2020 年，竞拍时长从每周缩短到每日；自 2020 年起，从每日缩短到 4 小时竞

26、拍） 2017 EPEX SPOT 提前期降至 5 分钟 2018 电池提供大部分的一次调频辅助服务 2019 小型电池容量超过 1 吉瓦时 2020 一次调频缩短至 4 小时竞拍 2020 在 2038 年之前逐步淘汰煤炭的决定 2020 通过“国家氢能战略”开发具有竞争力的氢能市场并为研究和市场产能提升项目提供额外的资金 2021 72 个电力多元转换（PtX）试点项目 2021 可再生能源参与二次调度（二次调度 2.0）（基于 2019 年通过的电网扩建加速法案（NABEG 2.0） 可再生能源限电二次调度 10 来源：来源：Energynautics 2021 及自我表述。 20162

27、016 年年，德国政府执行了自 20 世纪 90 年代市场自由化以来的 最 大 规 模 电 力 市 场 改 革 ， 通 过 了 电 力 市 场 法电 力 市 场 法（Strommarktgesetz），将开发现有电力市场的一系列措施纳入电力市场电力市场 2.02.0 中。目标是打造一个不需要通过额外的容量市场，只通过市场机制为必要的容量提供报酬的电力市场。为此，在改进灵活性激励措施的同时，法律也加强了发电、需求和储能之间的竞争机制。德国还引进了一种保障机制，即备用容量容量（Kapazittsreserve），指的是在批发或者调频辅助市场上的供应量不足以满足全部需求时，市场外的可用额外容量。此种

28、情况是少见的紧急情况。 同一年，德国政府通过了能源转型数字化法能源转型数字化法（Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende），为引进智能计量系统（智能电表）及其他数字技术奠定了基础。智能电表可以计量任何时间的用电量，因此，可以在消费者或者其他市场参与者（例如聚合商或者配电系统运营商）的面前凸显潜在的节能量。先进数字技术的使用可以让热能存储或者电动气车等可调度耗电装置在低电价时间段充电。17智能电表的推广也是实施需求侧灵活性（需求侧灵活性（DSFDSF）措施）措施，例如波动终端用户电价，的前提条件。 2017 年，大型电力用户和大型发电商在德国安装了第

29、一批智能计量系统。2020 年，针对高用电量的居民推广智能电表。18在未来的几年里，智能电表的推广将推及较小型消费者。 关于系统运行，20152015 年年，通过电力线路扩建法电力线路扩建法（Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen）修正案颁行了一项重要法规，即使用地下电缆的优先级提高到使用架空线路之上。此规定将有助于提高公众对电网扩建的接受度，尤其是已规划 的 从 德 国 北 部 到 南 部 的 高 压 输 电 线 路 SuedLink 和SuedOstLink。19电网扩建可能有助于提高系统运行的灵活性。 从 2021 年 10 月起，二次调度将纳入容量

30、低至 100 千瓦的可再生能源和热电联产电厂（二次调度（二次调度 2.02.0）。）。这也是满足与日俱增的灵活性需求的重要步骤。 11 2.12.1 传统电厂传统电厂 传统电厂传统电厂是使用化石燃料（以褐煤、无烟煤与天然气为主）或者铀、通过火力发电机组（主要是燃气涡轮或者蒸汽涡轮）生产电力的设施。20目前，燃煤和燃气发电厂是德国最重要的灵活性来源。但是，在 2022 年之前逐步淘汰核电以及在 2038年之前逐步淘汰燃煤电厂的目标，将使系统缺少一个重要的基荷发电成分，这将会迫使新型灵活性选项的开发与大量使用。但传统电厂，尤其是燃气发电厂，在转型期间仍将发挥一定作用。因此，即便传统电厂的电力产出下

31、降了，其装机容量也不一定会下降至少在未来几年，储能等替代灵活性措施广泛部署之前。在短期内，传统电厂仍将提供必要的可调度容量不受天气条件影响的应需调度的发电容量以及要求其以最低负荷运行的辅助服务辅助服务。21 同时，因为波动性可再生能源的比重在系统中不断的增加及其所享有的优先调度权，对传统电厂灵活运行的需求将有所增加。因此，要整合高比例的可再生能源，就离不开现有传统电厂的灵活化。22 传统电厂的灵活性传统电厂的灵活性 传统电厂传统电厂的灵活性指的是任何扩大电厂能力、调整电力产量以满足系统要求的措施，例如应对更快速、更频繁发生的变化以及应对更少的负荷小时数和更长的停机时间。23通过三项关键参数描述

32、传统电厂灵活性的特征：24 最低负荷最低负荷（P最低）描述的是一个发电厂在稳定运行条件可以交付的最低净发电量，以额定负荷的百分比衡量（%Pn）。 爬坡率爬坡率描述的是电厂在其运行过程中更改自身净发电量的速度有多快，单位为兆瓦每分钟（兆瓦/分钟），或者每分钟额定负荷的百分比（%Pn/分钟）。 启动时间启动时间（t）描述的是从启动设备运行到达到最低负荷的时期。 最低负荷越低、启动时间越短、爬坡率越高，电厂就越灵活。传统电厂的灵活性主要是为了履行与市场相关和服务于电网的两种功能。 表表 4 4. .德国燃煤电厂的灵活性德国燃煤电厂的灵活性现状现状及其进一步灵活性改造潜力及其进一步灵活性改造潜力的的预

33、估预估 灵活性参数灵活性参数 单位单位 褐煤发电厂褐煤发电厂 无烟煤无烟煤发电厂发电厂 现有发电厂现有发电厂现状现状 新建发电厂新建发电厂现状现状 灵活性潜力灵活性潜力 现有发电厂现有发电厂现现状状 新建发电新建发电厂现状厂现状 灵活性潜力灵活性潜力 典型规模典型规模/ /容量容量 兆瓦 150900 1100 100860， 很多小于 100 1,000 最低负荷最低负荷1 1 %Pn 60 3550 2540 3040 25 202 爬坡率爬坡率 %Pn/分钟 1 2.5 45 1.5 34 6 5090% Pn的负荷范围内 4090% Pn的负荷范围内 热启动时间热启动时间3 3 小时

34、6 4 2 23 1.52.5 12 冷启动时间冷启动时间4 4 小时 10 5 4 10 58 6 来源：来源：Markewitz 等人。2017, 20；Ernst 等人。 2020, 14. 表表 5 5. . 德国燃气电厂的灵活性德国燃气电厂的灵活性现状现状及其进一步灵活性改造潜力预估及其进一步灵活性改造潜力预估 1 整体系统。分体系统能实现较低的全系统最低负荷。 2 间接燃烧情况下可能达到 10%以下。 3 热启动时间指的是停机不到 8 小时之后的启动。 4 冷启动时间指的是停机超过 48 小时之后的启动。 2 技术灵活性选项 12 灵活性参数灵活性参数 单位单位 燃气涡轮机燃气涡轮

35、机 联合循环燃气涡轮机（联合循环燃气涡轮机（CCGTCCGT） 开式循环燃气涡轮机开式循环燃气涡轮机（OCGTOCGT） 现有发电现有发电厂现状厂现状 新建发新建发电厂现电厂现状状 灵活性潜力灵活性潜力 现有发电现有发电厂厂现状现状 新建发新建发电厂现电厂现状状 灵活性潜力灵活性潜力 现有发电现有发电厂厂现状现状 新建发电新建发电厂现状厂现状 典型规模典型规模/ /容容量量 兆瓦 HD：5 100340 AD：6550 340 1007 10600 500600 最低负荷最低负荷 %Pn 2530 258 20 50 4045 3540 50 40 爬坡率爬坡率 %Pn/分钟 8 12 15

36、2 4 8 12 8 4090% Pn的负荷范围内 热启动时间热启动时间 小时 0.1 0.51.5 0.41.3 0.350.4 0.1 冷启动时间冷启动时间 小时 0.1 24 1.53.5 1.31.4 0.1 来源：来源：Markewitz 等人。2017, 26；Ernst 等人。2020, 14总的来说，采用固体燃料的发电厂，即便是经过灵活性改造，其灵活性也远低于采用液体燃料或者气体的发电厂。25燃煤发电厂灵活性受燃烧室的设计限制：发电低于特定水平就不可能实现稳定的运行。最先进的无烟煤发电厂通常可实现额定负荷 25-40%的最低负荷水平。褐煤发电厂的最低负荷范围为35-50%。26

37、褐煤发电机组的最低负荷较高，这是因为其燃料的可燃性较低。27有些试点项目在经过改造之后，达到了低至 12%的最低负荷水平。 28 相比之下，工业化国家在 10 到 20 年之前建立的发电厂的最低负荷水平为：40%（无烟煤）到 60%（褐煤）。29 与褐煤和无烟煤发电厂相比，燃气发电厂的最低负荷和启动时间要少得多，爬坡率则更高，因此能够提供更高的运行灵活性。但是，它们通常会受到排放规定的限制，因为低输出量运行往往会排放更多的有害气体。30随着德国逐步淘汰煤炭和核能，再加上对系统灵活性的需求的不断增加，燃气发电厂的作用可能会进一步加强。 技术上，热电联产电厂热电联产电厂的最低负荷水平与使用相同燃料

38、和/或技术的非热电联产电厂相当，但通常受限于满足用热需求的目的。31 蒸汽发电设备，例如燃煤发电设备、燃气涡轮机和联合循环燃气涡轮机（CCGT）的爬坡率和启动时间，受限于蒸汽循环中的热应力。在褐煤电厂中，通常利用燃烧热来干燥褐煤。这一点进一步限制了其爬坡率：低负荷下，可干燥的褐煤数量较少，所以机组从低负荷开始提升负荷水平的过程需要花费更长的时间。联合循环燃气涡轮机的灵活性在很大程度上取决于其对于蒸汽循环的设计。在很大程度上，德国联合循环燃气涡轮机通常是为提供运行灵活性而设计的中等边际成本电厂，因此可以相当灵活的运行。这与爱尔兰或者美国的某些机组不同，这些机组最初就是仅针对基础负荷运行而设计的。

39、32 主要技术解决方案主要技术解决方案 为了改进系统灵活性，电网必须通过各项措施和投资，让发电厂能够扩大负荷调节范围、以更低的最低负荷运行，更快速的达到最低负荷，并能应对更加频繁的负荷变化。这些措施可以作为灵活性灵活性改造投资改造投资项目项目的一部分来落实。 下表提供了一份全面的清单，列出了能提高燃煤发电厂运行灵活性的技术解决方案。33 5 HD：重载燃气涡轮机。 6 AD：航改燃气涡轮机。 7 LMS100 （Land Marine Supercharged）是 Ge Distributed Power 生产的航改燃气涡轮机。产量大约为 100 兆瓦。 8 最高 20% （较）小涡轮机的 P

40、n。 13 表表 6 6. .燃煤电厂改造燃煤电厂改造的选项、其提升灵活性其提升灵活性的效果效果及其局限 来源：来源： Agora Energiewende 2017a, 76.也有一些优化热电联产电厂热电联产电厂灵活性的具体改造选项。其目的是提高电厂调节电力生产的能力，同时并不削弱电厂提供必要热能的能力。34这意味着热电联产电厂将采用以电力为本的以电力为本的运行方式，而不是典型的遵循用热需求的运行方式。在此种运行方式下生产的电力只是热能的副产品。35 优化热电联产电厂的最重要措施包括：36 另安装一个（小规模）锅炉设备以额外产生热能 蓄热蓄热技术允许热电联产电厂生产出过剩热力，在一定期限内储

41、存热力，然后在热力产量较低时使用储存的热量。 电转热设备（电转热设备（PtHPtH）使用电力生产热力（例如电热锅炉电热锅炉） 采用背压蒸汽涡轮机的热电联产电厂灵活性较低，采用抽汽式凝汽涡轮机的热电联产电厂灵活性较高，两者相比，前者更能通过蓄热提高灵活性。37燃煤电厂的改造选项具有以下局限性： 以更低的最小负荷运行比频繁启动更高效、更灵活 无烟煤和褐煤发电厂所用锅炉的燃烧稳定性限制了最低负荷的降低 发电厂容许的热应力和机械应力限制了启动时间的缩短 提高爬坡率的主要瓶颈是爬坡过程中的热应力和机械应力，这些会缩短组件寿命。在设计阶段，锅炉壁厚的选择就要在追求能效的厚壁、承受快速温度变化率的薄壁之间权

42、衡。后者意味着更高的爬坡率。厚壁锅炉的快速温度变化会引发热应力，而热应力是启动时间和更高爬坡率的限制因素。38 主要市场和监管措施或者限制性法规主要市场和监管措施或者限制性法规 促进德国传统电厂灵活化最重要的市场和监管措施包括： 可用容量可用容量及其及其潜力潜力 未来，非基荷波动性的进一步增加，新型灵活性措施（其中很多在此报告中有描述）的开发可能致使燃煤电厂冗余或者选项选项 最小负载最小负载 启动时间启动时间 爬坡率爬坡率 局限局限 间接燃烧间接燃烧 燃烧燃烧稳定性 双机组运行转换为单机组运行双机组运行转换为单机组运行 水-蒸汽循环 控制系统和电厂工程改造升级控制系统和电厂工程改造升级 燃烧稳

43、定性/热应力 配备干燥褐煤点火锅炉的辅助点火配备干燥褐煤点火锅炉的辅助点火 燃烧稳定性和锅炉类型的选择空间 用于给水预热的蓄热装置用于给水预热的蓄热装置 无 更新改造更新改造 无 优化的控制系统优化的控制系统 热应力 薄壁组件薄壁组件/ /特别涡轮机设计特别涡轮机设计 机械应力和热应力 “新”的涡轮机启动方式“新”的涡轮机启动方式 涡轮机类型的选择空间 减少关键组件的壁厚减少关键组件的壁厚 机械应力和热应力 热电联产电厂改造投资范例热电联产电厂改造投资范例 投资投资内容内容 对对灵活性灵活性的的影响影响 安装锅炉 降低最低负荷 优化启动性能 提高爬坡率 蓄热设备 电转热设备（电热锅炉） 主要市

44、场和监管措施主要市场和监管措施 措施措施 影响影响 可再生能源的优先调度 传统电厂需要作出反应/运行灵活性的激励措施 电力交易价格波动性 运行灵活性的激励措施 更短的现货市场时间框架：2014 年，可交易的合同缩降至 15 分钟，2017 年，提前期降至 5 分钟 运行灵活性的激励措施 摒弃煤炭并在 2038 年之前完全退煤（2020年的决定） 采用提高发电厂灵活性的激励措施，即便这样会缩短寿命期 14 至少会进一步降低其竞争力。这也适用于经过改造、提高了灵活性的燃煤电厂。适当的市场设计规则和化石燃料淘汰政策可能会助推此过程。 目前，德国所有传统电厂（将在 2022 年之前逐步淘汰的核电厂除外

45、）的装机容量为 75 吉瓦左右。几乎所有（91%左右）燃煤电厂都是热电联产电厂（20.48 吉瓦）。大约 62.3%的褐煤电厂为热电联产电厂（13.3 吉瓦），接近 64.8%的燃气电厂为热电联产电厂（22.55 吉瓦）。39 表表 7 7. .德国传统电厂的装机容量德国传统电厂的装机容量 装机容量装机容量 热电联产电热电联产电厂厂 的装机容的装机容量量 热 电 联产热 电 联产的占比的占比 无烟煤无烟煤发电发电厂厂 22.5 吉瓦 20.48 吉瓦 91% 褐煤发电厂褐煤发电厂 21 吉瓦 13.3 吉瓦 62.3% 燃气发电厂燃气发电厂 31.7 GW 20.55 GW 64.8% 总计总

46、计 75.2 GW 54.33 GW 来源：来源： 德国联邦网络管理局/SMARD Strommarktdaten. 成本成本 改造措施可能会导致运维成本增加。这些措施也会降低发电厂每个组件的使用寿命及其效率。40 燃煤电厂运营商选择采取改造措施的原因是在当前经常出现负电价（因再生能源上网的高优先级导致）的市场条件下，投资改造措施可以得到回报。 不同案例的投资成本存在巨大差异。2017 年，Agora 能源转型论坛（Agora Energiewende）执行了一项研究，估计燃煤发电厂的成本在 100-500 欧元/千瓦（单位装机容量价格）。4142 一般情况下，燃气发电厂的灵活性已经远超于燃煤

47、发电厂，且其灵活运行成本随着爬坡的陡度和长度而增加。此外，它们会受到气体燃料成本的影响，尤其是在依赖进口液化天然气（LNG）的市场上。43因此，无法完成总成本估算。 热电联产电厂的运营商会收到为电网供电的固定热电联产补贴。补贴可以刺激以发电为本的运行，抵消提高/提供灵活性的成本。电厂规模不同，此种补贴的金额也不同，在 3.1 到8.0 欧分/千瓦时之间。使用可再生能源的热电联产电厂也可选择获得此种可再生能源法案报酬。44 2.22.2 生物质和生物质和沼气沼气电厂电厂 生物质和沼气电厂是德国另一个灵活性来源，与传统电厂相比有很多优势。生物质和沼气燃烧产生的温室气体没有化石燃料多。作为可调度电厂

48、，它们为波动性可再生能源（风能和太阳能光伏）提供了充分的补充。生物质原料的种植过程可能会对环境产生不利影响，例如培养单一作物、使用农药，且可以用于种植生物质原料的农业用地也有限。因此，欧盟（EU）通过了一系列可持续性标准限制其使用。 主要技术解决方案主要技术解决方案 在德国，使用固体生物质（主要是木材）作为燃料的机组通常作为热电联产机组运行。它们和采用化石燃料的热电联产机组拥有相同的灵活性限制。上文描述的传统电厂的所有改造选项也适用于基于生物质的电厂。 一般情况下，沼气电厂使用连续产出的沼气在基础负荷下运行。它所附带的储能容量通常只够供给数小时（缓冲储能设备）。在相同的燃料输入量（来自相同的沼

49、气池）下，更大的储能容量和/或额外的发电机有助于实现更大的灵活性。德国现行的支持计划有利于增加额外发电机的选项，能够让缓冲储能设备更灵活地运行。45根据此项计划，电厂运营商仅可从额外安装的灵活性容量中收到补贴。 生物质和沼气电厂在德国电力系统中履行以下功能： 主要市场和监管措施或者限制性法规主要市场和监管措施或者限制性法规 目前，没有推进生物质电厂灵活运行的任何激励措施，电力交易价格除外。 为激励沼气电厂运行灵活性而采取的主要监管措施包括灵活灵活性溢价性溢价（Flexibilittsprmie），2014 年被灵活性补贴灵活性补贴（Flexibilittszuschlag）所取代。 可用容量可

50、用容量及其及其潜力潜力 2018 年，德国生物质电厂的装机容量为 8 吉瓦，沼气电厂的装机容量为 5.6 吉瓦。46到 2030 年，改造和灵活化/扩建的潜力会达到+/-16 吉瓦。47正潜力意味着增加容量，而负潜力意味着要减少容量。 成本成本 沼气电厂灵活性改进的投资成本可能源自于灵活性溢价和灵活性补贴： 2014年7月31日之前投入运行的机组，补贴持续期为10年，130 欧元/千瓦/年 生物质和沼气电厂在德国电力系统中的生物质和沼气电厂在德国电力系统中的作用作用 市场相关功能市场相关功能 与市场相关、服务电网的与市场相关、服务电网的功能功能 移峰或负荷转移峰或负荷转移移 削峰或负荷调削峰或