新型电力系统：以德国为鉴，推演中国趋势

格隆汇2022-08-01

搭建清洁低碳、供应安全、价格低廉的电力能源体系，是我国清洁能源转型的终极目标。在现有价格机制和技术水平之下，三大目标的协同一直是“不可能三角”难题。德国电力系统初步完成了高比例新能源消纳+维持电网运行灵活稳定+电力市场化定价的目标，在一定程度上符合我国电力“不可能三角”的解题方向。我们以德国为鉴，分析其电力市场化模式以及电网调峰调频机制，用以展望国内电力系统输配侧发展的可能趋势。7月28日的政治局...

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Hz，恢复电力平衡。完全启动二次调频后，可替代一次调频。三次调频（mFRR）：供电中断时，由工作人员依据情况决定是否启动三次调频。完全启动后，可替代二次调频。德国通过缩短调频服务招标周期、降低最低竞标容量，鼓励多主体参与调频辅助服务市场。自2020年7月起，德国三种调频备用服务招标周期单位由以周缩短至以日计量。同时，德国经过改革将调频备用容量的服务缩小至以4个小时为单位，最低竞标容量降至1MW。创新的市场机制鼓励多主体进行参与，如生物质发电、水电、屋顶光伏可通过虚拟电厂运营商提供调频服务。（《虚拟电厂参与调峰调频服务的市场机制与国外经验借鉴》）1.4.灵活性火电以及储能是德国电力辅助服务市场参与主体火电厂是德国最主要的调峰调频措施之一，未来仍有进一步提升灵活性改造比例的空间。1）根据德国能源署，由于德国境内储能等技术路线尚未广泛应用，火电厂仍为德国目前最主要的电力现货交易市场以及调频辅助服务市场参与者，可以提供调峰资源以及调频备用服务。2）火电厂最低负荷越低、启动时间越短、爬坡率越高，则表明灵活性越强。德国目前的新建的无烟煤发电厂最低负荷已达到25%，未来经改造后最低负荷可进一步降低至20%，技术优势领先。德国通过电力市场机制弥补火电厂灵活性改造增加的运维成本。灵活性改造成本较高，根据中电联统计，煤电灵活性改造成本为500至1500元/千瓦调峰容量。经改造后的火电厂长期低负荷以及快速变负荷使得机组运行在原标准工况之外，对设备的使用效率和寿命有一定的影响，并会增加相应的运营维护成本。Agora Energiewende研究表明，德国经灵活性改造的燃煤电厂发电成本为100~500欧元/千瓦。由于电力市场调峰以及调频服务费用已包含在零售终端电价中，德国火电厂通过电力市场交易在弥补提供灵活性措施而提升的运维成本的基础上，也可以获得收益，改造意愿充足。从德国储能端来看，目前一次调频服务主要由大型电化学储能项目提供，抽水蓄能主要用作调峰资源。抽水蓄能为德国主要的储能形式之一。根据DENA，截至2018年，抽水蓄能装机占储能总装机容量81%。由于抽水蓄能电厂从停机状态到满负荷状态所用的启动时间较长，因此主要用作调峰资源，少数具备条件的情况下也可提供调频备用服务。德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务。德国大型电化学储能的装机规模仅次于抽水蓄能，可提供调峰以及一次调频服务。由于大型电化学储能项目出力灵活性强，频繁启动和高爬坡率无需额外增加成本，因此其一次调频成本低于宽负荷火电、抽水蓄能，目前德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务。德国高比例新能源装机，推动电力市场交易需求以及辅助服务需求释放，火、储结合将是辅助服务的主要趋势。德国通过健全的电力交易市场以及辅助服务市场机制，通过使用者付费的模式，提升调峰以及辅助服务供给。目前，火电与储能为调峰调频的主要资源。由于火电机组调频将频繁改变工况，缩短使用寿命，因此德国开始探索火电机组与储能联合参与调频的模式，Steag公司锂离子电池与热电机组燃煤电厂联合调频示范项目已投运。根据Navigant预测，2028年德国大型电化学储能项目总装机容量将较2019年增长11倍，达到5000兆瓦。随着德国大型电池装机量提升，以及新增火电机组装机量收窄，我们认为，火、储结合将是德国辅助服务的主要趋势。","kind":null,"is_publish_news":true,"is_publish_highlight":false,"is_publish_live":null,"is_publish_wemedia":null,"editions":null,"column":"","sentiment":"0","news_tag":"","news_rank":0,"symbols":[],"gpt_button":1},"commentList":[],"isCommentEnd":true,"newsSizeData":{"likeSize":0,"commentSize":0,"repostSize":0,"favoriteSize":0,"likeStatus":false,"favoriteStatus":false},"APP":{"userAgent":"Mozilla/5.0 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