京津冀电力系统灵活性提升的潜力与路径

京津冀地区是中国重要的能源消费中心，具有丰富的可再生能源资源，大力发展可再生能源已成为当前该地区能源转型的方向，而且京津冀三地相继进入后工业化阶段，工业负荷比重显著下降，商业和居民负荷比重快速提升，电网峰谷差不断拉大，这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。本文分析了京津冀与德国电力系统灵活性资源，在对比分析中提出了京津冀电力系统灵活性提升的潜力，最后提出京津冀电力系统灵活性提升建议。

（1.国家发展改革委能源研究所所长 2.国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任 3.德国国际合作机构（GIZ）高级研究员 4.华北电力大学教授）

一、电力系统灵活性定义与京津冀灵活性资源情况

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电力系统灵活性定义

电力系统灵活性的概念于近几年才被正式提出，并得到国际能源署（IEA）和北美电力可靠性委员会（NERC）等国际组织的认可。IEA将电力系统灵活性定义为在一定经济运行条件下，电力系统对供应或负荷大幅波动做出快速响应的能力。NERC将电力系统灵活性定义为利用系统资源满足负荷变化的能力。与此同时，学术领域也开展了大量关于电力系统灵活性的研究。综合来看，当前电力系统灵活性的定义并不统一，在相关研究的基础上，本研究定义电力系统灵活性为：在满足一定经济性和可靠性前提下，系统应对发电侧负荷与用电侧负荷不匹配的能力。这种灵活能力可分为“上调节”和“下调节”，“上调节”即向系统提供额外的功率，发电机组增加出力或削减负荷均能够起到相同的作用；“下调节”即削减系统中多余的功率，发电机组削减出力或增加负荷均能起到相同的作用。电力系统的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。相较电力系统运行基本要求的安全性、可靠性和经济性，灵活性伴随当前电力系统不确定性的大幅提高，已成为衡量系统运行特性不可缺少的重要指标。

其中，电源侧灵活性资源主要以出力可控的火电、水电机组为主，这些电源都具有较强的负荷跟踪能力和调节性能。电网侧灵活性资源来源包括互联互济、柔性输电、微电网等。用户侧灵活性资源主要来自激励型和电价型需求侧管理。

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京津冀电力系统灵活性资源情况

1.电源侧灵活性资源情况

截至2018年底，京津冀电力总装机容量超过1.0亿千瓦，可调度装机占比72.5%，可再生能源装机占比达到30.2%。其中水电装机281万千瓦，火电装机7263万千瓦，风电装机1462万千瓦，太阳能发电装机1402万千瓦。火电机组和抽水蓄能是京津冀地区电力系统灵活性的主要来源。

（1）火电机组资源情况

截至2018年年底，京津冀地区火电总装机容量达到7263万千瓦，其中，燃煤机组装机容量为5579万千瓦，占总火电装机容量的76.8%，燃气机组1305万千瓦，占火电装机的18.0%，燃油机组22万千瓦，占火电装机的0.3%，余热余压机组248万千瓦，占火电装机的3.4%，生物质机组47万千瓦，占火电装机的0.5%。分地区来看，北京火电总装机中，燃气机组占比超过88%；天津、河北以燃煤机组为主。

但为了保障冬季供暖需要，京津冀地区火电机组中拥有相当大比例的热电联产机组，装机容量约为1900万千瓦，加之余热余压自备电厂基本不参与系统调节，这都极大地影响了火电机组灵活性的释放。初步估计京津冀地区火电调节能力约为3000万千瓦左右。

（2）火电机组灵活性参数分析

京津冀地区目前拥有的燃煤机组大多为30万千瓦以上的新型机组，最小稳定出力通常设定为50%的额定容量，但部分地区最新运行经验表明大多60万千瓦及其以下机组的最小稳定出力在不增加任何改造投入的情况下，可以达到额定容量的40%左右。京津冀地区燃煤机组的爬坡速度一般为额定容量的1%-2%/分钟，部分新机组的爬坡速度可以达到3%-6%/分钟，但仍低于燃气发电机组。启动时间是燃煤机组另一重要的灵活性参数，京津冀地区燃煤机组的热启动一般在3-5小时之间，冷启动时间达到72小时。

（3）热电联产（CHP）机组供暖季灵活性分析

京津冀冬季供暖一般从当年11月到次年3月，为保障冬季采暖需要，京津冀地区CHP机组在冬季一般按“以热定电”原则运行，这就使得发电受热负荷制约，调节能力大幅降低，给电网加大了平峰填谷的难度。

2.电网侧灵活性资源情况

（1）区域内电网建设情况

截至2018年年底，京津冀地区220千伏及其以上输电线路回路长度达到48584千米，其中北京为4967千米，天津为5023千米，河北为38594千米；京津冀地区220千伏及其以上变电容量约为37859万千伏安，其中北京为8114万千伏安，天津为5876万千伏安，河北为23869万千伏安。同时京津冀还在推动电网柔性输电的应用，张家口将建成世界首个±500千伏四端柔性直流电网，具备300万千瓦的输电能力。

（2）跨区域电网建设情况

京津冀地区与周边山西、河南、山东、内蒙古已经建立起了15条超高压和特高压输电通道，总电力交换能力可达到7600万千瓦。但京津冀地区跨省跨区电力交换相对不足，电网灵活调度通常在“迎峰度夏”“迎峰度冬”等负荷高峰时段发挥应急支援的作用，例如2018年“迎峰度夏”期间京津冀依托华北电网，开展省间、区域间联络线支援179次，最大支援河北、山东电力共计近900万千瓦。

3.用户侧灵活性资源情况

京津冀地区是中国重要的负荷中心之一，为开展电力需求侧管理创造了基础条件。截至2018年底，京津冀地区全社会用电量超过5669亿千瓦时，其中第一产业用电量约为78亿千瓦时；第二产业用电量约为3402亿千瓦时；第三产业用电量为1327亿千瓦时；城镇居民用电量约为503亿千瓦时；乡村居民用电量约为379亿千瓦时。并且伴随经济的发展，京津冀地区第二产业比重不断降低，第三产业和居民用电比例显著上升。相比2012年，2018年第一产业比重下降了0.6个百分点，第二产业下降了14.7个百分点，第三产业和居民分别提高了28.2和14.1个百分点。

然而当前京津冀地区的电力需求侧管理受限于技术和机制制约，仍以“有序用电”为主，电力需求侧管理仍按照两个千分之三进行考核，即电力电量节约指标完成情况和电力需求侧管理工作开展情况年度指标原则上不低于区域内上年售电量的0.3%、最大用电负荷的0.3%，发挥作用十分有限。参考国际经验和当前国内开展电力需求侧管理的情况，京津冀地区不同产业开展电力需求侧管理有望提供超过1400万千瓦的最大负荷削减和超过170万千瓦的可中断负荷，电力需求侧管理将成为京津冀地区未来重要的灵活性资源。

4.储能灵活性资源情况

京津冀地区储能设施主要包括抽水蓄能、电池储能、压缩空气储能以及电制氢。其中抽水蓄能装机210万千瓦，小水电71万千瓦，多属于灌溉、调水等配套建设，其他类型储能主要集中于示范工程，约3.2万千瓦，主要分布于冀北电网。

考虑到在运和规划的项目，2030年前京津冀地区抽水蓄能电站合计装机规模有望达到930万千瓦，后续受到站址资源条件限制将不会有较大规模新增。其他主流储能方式当前在技术和成本方面仍不具备太大优势，但就近年来成本下降趋势来看，电池储能成本呈现出更快的下降速度，并且受目前国内电动汽车产业规模扩大影响，电池储能单位千瓦时生产成本有望低于1元，接近抽水蓄能成本。

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配套政策机制情况

京津冀地区现有的调度计划安排，不论从发电侧还是用电侧，仍然采用的是具有计划经济特征的管理方式，各类灵活性资源缺乏主动参与系统平衡调节的积极性。京津冀地区目前现行的上网电价机制总体采用的是分省分电源类型标杆上网电价模式，即同一省份相同电源的上网电价在一定时期内为固定电价，这一价格水平不是由市场竞争形成，这也造成一方面不能反映不同时段电力系统的供需形势，及时反映当前备用资源的稀缺程度；另一方面，也不能够引导电源与负荷的投资，从而实现系统灵活性资源的优化配置。

二、德国电力系统灵活性资源情况

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，人口约8293万人。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。

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电源侧灵活性资源情况

截至2018年底，德国电力总装机容量达到2.2亿千瓦，可调度装机占比50.2%，可再生能源占比超过58.4%。其中，火电发电装机容量超过8300万千瓦，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；此外，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。2018年，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17.2%，太阳能发电量占7.1%，生物质发电量占8.0%。

1.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。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。

2.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。

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电网侧灵活性资源情况

本研究主要关注大电网的灵活互济，因此将着重介绍德国跨境输电灵活性的释放。

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35000千米，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380~400千伏和220千伏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连接。目前德国与9个邻国开展实时跨国电力交换。跨境电力传输在可再生能源消纳方面发挥了重要作用，同时在应对突发事件时，也为德国电力系统稳定运行和安全供给提供了保障。

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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。

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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近790万千瓦，其中境内抽水蓄能电站装机容量达到680万千瓦，电池储能、压缩空气储能以及电制X（主要包括电制氢、制甲烷）等装机已超过100万千瓦。压缩空气储能目前德国仅有一个商业化运行项目；电制X项目预计2020年后才会陆续实现大规模商业化运行。

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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，各类灵活性资源通过平衡市场提供一级备用、二级备用、分钟备用等不同灵活性服务。

三、京津冀与德国电力系统运行灵活性对比分析及提升建议

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。通过京津冀与德国电力系统灵活性的比较研究，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，并为其他省市高比例发展可再生能源提供参考借鉴。

 

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电力系统灵活性资源对比

电源侧，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。

总体看，京津冀地区各类灵活性资源有待进一步释放，灵活性配套机制也缺乏激励性，难以发挥利用现有的灵活性资源和引导中长期灵活性资源的投资规划，保障系统灵活性的充裕。

 

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京津冀与德国电力系统灵活性定量比较

本文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。定量分析显示，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，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。

 

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灵活性提升技术经济横向比较

结合国际经验和中国现状，京津冀地区30万千瓦和60万千瓦纯凝汽机组最小稳定出力降至30%的单位千瓦改造成本在125元/千瓦左右；而提升燃煤机组爬坡速度投入的资金也因项目而异，软件升级的投入较少，设备技改的投入较大，粗略估计单位千瓦投资大约为50元/千瓦；对于30~60万千瓦的大型电厂，热电解耦需配置2万~7万立方米的储热罐，投资成本一般为4000~8000万元；综合最小稳定出力、爬坡速度、启动时间、热电解耦等各项改造举措，30~60万千瓦燃煤机组灵活性改造成本大约在300~500元/千瓦。目前京津冀地区抽水蓄能电站单位千瓦投资大约在5000元左右。电网互济从技术角度成熟度较高，对于已有线路不需要进行过多改造，但对于调度管理系统需要进行一定的升级，在考虑新增线路的情况下，电网投资大约在2000元/千瓦。由于负荷的复杂性，电力需求侧管理不仅在京津冀地区，乃至在全国范围均存在技术成熟度不高的现状，在用户侧负荷控制手段、管理平台建设、激励机制等多个方面均需要进行大量的投入，考虑推广费用和相关智能设备以及管理平台成本后单位千瓦投资在200~400元，且不确定性较高。除抽水蓄能外，其他类型受限于技术成熟度不高，单位千瓦约8000~1000元，超过了其他所有灵活性资源。