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德国虚拟电厂发展经验

中国电力企业管理发布时间:2022-08-22 12:01:29  作者:尹玉霞

  为应对气候变化,包括中国和德国在内的全球越来越多国家都提出了碳中和目标,并向国际社会作出了减排承诺。我国提出2030年前实现碳达峰,2060年实现碳中和,德国在去年对其气候目标作出修改,将此前的2050年实现气候中和目标提前到了2045年,并相应对其阶段性目标作出了修正,包括到2030年德国较1990年温室气体排放量减少65%、到2040年减少88%、到2045年实现温室气体排放中和、到2050年实现负排放。

  德国在温室气体减排方面探索了很多不同的技术路径。据统计,德国2020年通过发展可再生能源共减少了2.27亿吨的温室气体排放,而2020年德国的温室气体总排放量为7.39亿吨,因此大力发展可再生能源是实现德国气候目标路径的一个重中之重。这也是德国提高温室气体减排承诺后,马上相应调整其可再生能源发展目标的原因。2030年德国可再生能源占比从目前的46%提高到80%,占一次能源的比例从目前的20%提高到30%。本文聚焦电网,仅从可再生能源这一技术路径出发进行分析。

  德国如何保障高比例可再生能源电力系统的供应安全

  增加投资,扩建电网

  2019年,德国用于电网的投资高达106亿欧元,其中约75亿欧元用于配电系统建设,31亿欧元用于输电建设,这一投资额度分配契合德国以分布式为主的电力系统,因为绝大多数的可再生能源都是分散式并接入配电网,因此德国对配电网的扩建、升级改造要求最高,相应的投资也更集中在配电系统建设。而四项立法构成了德国电网扩建协调化、加速化和透明化的基础,即《能源经济法》(EnWG)《加速电网扩建法》(NABEG)《联邦需求规划法》(BBPlG)和《电网扩建法》(EnLAG)。

  电力系统服务为德国供电系统保驾护航

  谈到德国电力系统较高的安全性和经济性,就不能不强调德国的电力系统服务。电力系统服务是电网为适应可再生能源波动性和供需不平衡而采取的一揽子措施工程。

  2019年,德国输电系统运营商的年度系统服务成本为18.2亿欧元,在这一成本中,能源平衡服务的比重在逐年下降,这并不意味着服务减少了,而是成本降低了,这一方面归因于德国输配电网公司相互之间的协调得到大幅优化;另一方面是德国电力市场日间交易量越来越大,电力短期合同越来越多,使得平衡电力供需的成本有所降低。

  同时,电网备用和弃风弃光的服务成本在最近几年呈现增长趋势,这主要归因于德国的电网规划和扩建赶不上可再生能源快速发展的趋势。德国电网规划、立法、审批、建设整个流程较长,滞后于可再生能源发展,因此电网瓶颈、拥堵情况导致弃风、弃光现象及其成本增加。德国弃风、弃光在系统服务成本中占的比例大,实际弃风、弃光率并不是很高,约1%~3%;但弃风、弃光量的绝对值在最近几年一直很高。

  保障供电安全的不同电力市场设计

  保障电力安全离不开欧洲不同的电力市场设计,目前在欧洲主要是容量市场和单一能量市场。德国采取的是单一能量市场,没有容量市场,以杜绝容量市场为化石能源提供“补贴后门”的可能性。为了提高灵活性和效率,欧洲中部和北部的国家已经放开了能源市场,并选择依靠单一容量市场。但随着可再生能源比例越来越高,仅仅通过单一能量市场很难实现供需之间的完美匹配,因此这些国家(德国、瑞典、波兰)在发展单一能量市场的同时,还引入了战略储备容量。

  与欧洲大电网互联和跨境交易

  除本国电网保障措施外,德国非常依赖欧洲的大电网。如德国-挪威海底高压直流系统、与丹麦开发的海上风电场互联等,这对德国的电力供应安全性和经济性都起到一定作用。德国的跨境电力交易在2015年减少了约10吉瓦的剩余峰值需求,预计2025年会减少20吉瓦。在德国,剩余峰值需求是一个专门的概念,不是指减掉目前所有装机能够提供的容量,而是减去可再生能源电力后剩下由传统化石能源来满足的需求。这一特殊概念的设置和德国退核、退煤密切相关,目的是慢慢减少其对传统化石燃料电厂的依存度。

  电网平衡基团

  电网平衡基团,也叫电力供需平衡责任方,在德国电网安全运行中扮演着重要角色。他们分布在德国的四大输电网运行区域内,共有约2700多个平衡基团。德国电网或者电力市场之所以能够实现自平衡,最重要的依据或者最重要的基础元素就是平衡基团。平衡基团首先是在自己基团内部实现供需平衡,如实现不了,那就在平衡基团所在的输电网控制区内进行平衡匹配;如果控制区内还不能实现,下一步就是跨区域平衡;如果国内跨区域平衡不能实现,再到欧洲大电网,也就是国际电网控制合作组织(IGCC)成员国之间进行平衡。德国电网平衡基团渗透在德国的电力市场,平衡基团和输电系统运营商的合作是电力供需平衡的关键,也是驱动虚拟电厂发展的重要因素。

 

  德国虚拟电厂的发展

  电力系统的灵活性是帮助德国实现高比例可再生能源电力系统安全稳定运行,并助力实现碳中和的重要手段。而虚拟电厂(VPP)通过聚合并集中调度分布式能源,成为提升电力系统灵活性的解决方案。参与虚拟电厂的分布式电源主要包括连接到配电网或终端用户附近的中小型资源,涵盖分布式发电机组、需求侧资源和储能。单独的中小型能源资源虽具有灵活性潜力,但由于规模过小、分布较分散、发电波动过大,无法直接提供系统服务。虚拟电厂通过聚合商,把独立的分布式能源资源作为单一资源捆绑到发电资产组合中,通过中央信息技术系统监控、预测和优化来调度其发电、储能等的电力需求,使分布式资源能参与电力市场交易并向系统运营商提供灵活性电源。

  据德国伍珀塔研究院对虚拟电厂商业运营模式的研究成果预测,德国的能源聚合市场和灵活性市场规模为75吉瓦,这一数字预计到2030年将翻一番。在德国,虚拟电厂已经完全实现商业化。由于《可再生能源法》引入了可再生能源发电直接销售的要求,德国虚拟电厂运营商的一项主要业务是在批发市场销售100千瓦以上中型可再生能源电厂生产的电量,在日前市场优化其售电,使这些电厂成为虚拟电厂资源。此外,虚拟电厂还有利于灵活性较高的机组(生物质发电和水电)在日间市场和平衡市场中获利。根据运营商不同,德国的虚拟电厂大致可分为三种类型:

  一是独立虚拟电厂运营商,这类运营商不隶属于传统客户的电力供应商,但可成为电力供应商(目前主要是装机在100千瓦以上的大客户)。

  二是大型电力公司(跨国、地区和市级企业)将自己的发电资源及可能的负荷用户和发电机组聚合到虚拟电厂当中。作为电力公司,他们也是平衡责任方。

  三是新型市场参与者,特别是小规模分布式能源资源的制造商,主要将其用户的资源聚合到虚拟电厂当中。

  德国虚拟电厂发展驱动因素——市场与监管

  虚拟电厂这几年在德国发展迅速主要受益于市场与监管的驱动因素。首先,德国电力市场高度自由化,无论是电网、电厂,还是输电、配电、售电,这些电力相关业务都互相拆分。根据《德国能源经济法》第七条规定,所有客户超过10万家的能源公司必须依法将其电网运营业务从竞争性的发电或供电业务中剥离;规模较小的公司必须为发售电和输电业务分别设立独立账户。德国电力市场的高度开放为新兴市场主体进入市场,并发展成为可持续运营且获利的新型商业模式提供了重要前提条件。而上文提到的电网平衡基团则是虚拟电厂发展的另一大驱动因素。平衡基团确保平衡区内总发电量、总外购电量与用电量相匹配。目前很多虚拟电厂的运行商和平衡基团之间是合作关系,很多平衡基团的责任方也可以运营自己的虚拟电厂。

  德国的电力市场按交易时间不同,主要分为期货市场、日前市场和日间市场几大类,虚拟电厂目前主要活跃在日前和日间市场,因为日间市场主要用于弥补日前预测的偏差,可在交割前5分钟交易15分钟和1小时产品,而虚拟电厂作为可在短时间内迅速作出反应的灵活性资源,在日间市场具有很大的发展契机。此外在为解决系统实时供需失衡及其导致的频率偏差的平衡电力市场上,虚拟电厂在二次和三次备用服务市场最为活跃,而根据法律要求输电系统运营商必须接受聚合资源参与平衡市场。

  德国虚拟电厂迅速发展的另一个驱动因素是《可再生能源法》的两次修订。2012年引入可再生能源电力“直接销售”,即批发市场直接售电,作为固定上网电价的可选替代方案。2014年《可再生能源法》修订案规定,100千瓦以上的新增可再生能源机组都必须进行直接销售,从而鼓励中型可再生能源发电机组聚合形成虚拟电厂,在批发市场上售电、优化发电收入,使虚拟电厂能够发挥关键作用。

  此外,德国针对电网阻塞管理的一系列措施同样推动了虚拟电厂的发展。为解决电网阻塞问题,德国的输电系统运营商可以要求进行再调度;在2021年之前,只有容量大于10兆瓦的传统燃煤电厂有法定义务参与再调度,若这一再调度举措仍不能满足系统需求,可采取限制并网措施,这就给可再生能源带来影响,如弃风、弃光。2021年10月1日起,经修订的《电网加速扩建法》生效,规定100千瓦以上规模的电厂和所有配电系统运营商均有义务参与再调度,使得参与再调度的整体容量有了大幅提升。

  对聚合商法律层面的保障是驱动德国虚拟电厂发展的再一个因素。欧盟委员会2019年提出指令,规定聚合商可以参与所有平衡电力市场,还要求成员国确保输电系统运营商和配电系统运营商在采购辅助服务时,不得歧视需求响应的聚合商。德国政府对聚合商的角色、市场机会和义务也进行了法律界定;虚拟电厂有足够的自由确定其资源组合,包括分布式能源资源的数量和类型。

  最后,为居民(产消一体)使用灵活电力提供法律基础和条件有助于德国虚拟电厂的快速推广。在德国,《能源经济法》将居民家庭归类为终端客户,既可从电网购电和储电,也可向电网售电,这部分储能未来也有参与虚拟电厂的可能。

  虚拟电厂运行的关键要素

  维持虚拟电厂正常运行,一是对系统软硬件的要求相对较高。软件方面包括先进的采集和分析数据的能力(如电厂运行情况、气象数据、市场价格信号、电网情况),先进的预测技术和算法(制定优化的调度计划),从而确保安全快速地在虚拟电厂、单个资源、输电系统运营商和电力市场间进行通信,使其迅速响应市场要求。硬件方面,需要智能电表、远程控制和自动化系统等对应的硬件设备配合,以获取实时数据、通信并控制发电资产组合的分布式能源资源。

  二是要有足够的灵活性资源,建立包括需求侧、供应侧和储能在内的多样化分布式能源资源池。在德国,生物质/沼气发电厂和水电因高灵活性成为虚拟电厂中的优质资源;可以提供短期和长期灵活性服务的绿氢电解厂也将成为重要的灵活资源;电动汽车电池、热泵、家用储能设施、屋顶光伏等小规模分布式能源资源将为电力系统提供更大的灵活性;需求响应也是重要的低成本灵活性来源(平衡市场、容量市场)。

  德国虚拟电厂发展的有利条件和面临的挑战

  如前文所提到的,德国政府要求可再生能源电厂,特别是中型可再生能源电厂直接参与市场交易,日间电力市场允许接近实时的电力交易;德国能源相关法律规定了聚合商的市场角色、机会和义务,以及虚拟电厂能够以分布式能源资源聚合的形式进入批发和平衡市场并进行交易,且有足够的自由确定其资源组合。

  德国虚拟电厂也面临诸多挑战和待改善之处,比如从立法层面进一步推动间歇性可再生能源(特别是太阳能和风能)和其他小规模分布式能源资源参与电力批发市场和平衡市场,发挥需求响应的作用;针对小规模分布式能源资源为电网运营商提供灵活性而设计额外的市场机制,如建立小范围区域灵活性市场;在独立的聚合商、平衡责任方和电力用户之间制定标准化程序,以及加快推广智能电表、智能电网发展等。

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