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京津冀电力系统灵活性提升的潜力与路径
——基于京津冀与德国电力系统灵活性比较研究
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。
(来源:微信公众号“能源研究俱乐部”ID:nyqbyj 作者:王仲颖1 郑雅楠2 王心楠3 李庚银4)
(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
01
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。
02
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。
03
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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海南省燃煤标杆电价为0.4298元/度。代理购电价格:代理购电价格方面,2023年6月至2023年12月,代购价格由平均上网电价和各类损益折价组成。期间平均上网电价一直为0.51576元/度,即标杆电价的1.2倍,也是市场化交易允许的价格上限。2024年起,煤电容量电价开始执行,平均上网电价有所下降,不再是固定
根据《省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知》(苏发改价格发〔2023〕555号)文件要求,自2023年7月1日起,对315千伏安及以上的工业用电试行重大节日深谷电价,每年春节、“五一”国际劳动节、国庆节期间,11:00-15:00,在平段电价基础上,以峰段电价为计算基础,下浮20%。前述三个节假日具体
日前,江西发改委下发《关于适当调整分时电价机制的通知》,通知提出,适当调整峰谷时段划分。为契合用电负荷特性变化,适当调整峰谷时段划分,冬季(1月、12月)每日18:00~20:00为尖峰时段,8:30~11:30、20:00~21:00为高峰时段,0:00~6:00为低谷时段,其余为平段;夏季(7~9月)每日20:30~22:30
北极星售电网获悉,河北省发展和改革委员会华北电网有限公司国网冀北电力有限公司发布关于印发2024年冀北地区统调电厂优先发电量计划的通知。优先发电用于保障清洁能源资源利用、保障电网安全和民生、保障跨省跨区资源利用及保障可再生能源调峰机组等政策奖励。京津唐电网统调燃煤电厂优先发电量由电厂
能源保障和安全事关国计民生,是须臾不可忽视的“国之大者”。党的十八大以来,我国新型能源体系加快构建,能源保障基础不断夯实,为经济社会发展提供了有力支撑。同时也要看到,我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战。习近平总书记在主持二十届中共中央政
北极星储能网获悉,4月25日,江西省发展改革委发布关于适当调整分时电价机制的通知。文件提出,试行重大节假日深谷电价。春节、“五一”国际劳动节、国庆节(具体时间以国家公布为准)12:00~14:00设置为深谷时段,电价在平段电价基础上下浮60%。原文如下:江西省发展改革委关于适当调整分时电价机制的
近日,欧洲议会通过欧盟电力市场改革法案,瞄准稳电价。4月11日,欧洲议会以433票赞成、140票反对、15票弃权的结果,通过了欧盟电力市场改革法案。该法案将稳定电力市场和保护普通消费者置于首要位置,并在此基础之上推动可再生能源快速、大规模部署,同时建立了新的市场机制以缓解能源危机。稳定电力
自2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(1439号文)文件发布以来已经过了2年多,于2021年12月份开始执行的电网代理购电机制也完整地运行了两年。一方面是售电市场的活跃,一方面是用户的茫然,突然从目录电价直接到市场化交易,让很多用户不知所以,时有被“忽悠
笔者前一段时间有幸手写了一遍SCUC和SCED算法,以及节点电价的计算模型;虽然总体还算顺利,但对其中的一些细节机制仍有不解,下文特别描述其中一个技术问题,笔者认为这个问题是模型需要解释清楚的。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:王超一)众所周知,现货出清大致分为三个部分,第一部分
天津市燃煤标杆电价为0.3655元/度。代理购电价格:代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)23年6月份至24年4月,天津代理购电价格统计如图:输配电价:天津市输配电价如图:上网线损费:天津电网第三监管周期综合线损率为4.09%,23年6月份至24年4月
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上涨5.7%;水电上网电量环比上周上涨25.2%;火电上网电量环比上涨0.2%;新能源上网电量环比上周下降3.4%;外购电量环比上周下降3.91%;留川电量环比上周下降1.2%;外送电量环比上周上升130.5%。综合来看,本周各项指标的趋势表现为
3月份,全省全社会用电量85.29亿千瓦时,同比增长7.77%;全省全口径发电量96.66亿千瓦时,同比下降3.06%;全省原油产量37.99万吨,同比增长2.57%;原油加工量80.37万吨,同比下降0.22%;天然气产量1.57亿立方米,同比下降6.80%;天然气消费量3.17亿立方米,同比下降2.60%;原煤产量65.56万吨,同比下降
一季度,全省能源供需总体平衡,能源经济运行实现平稳开局。电力保供形势平衡有序。一季度,全社会累计用电量843.2亿千瓦时,同比增长15.2%,增速高于全国5.4个百分点。截至3月底,全社会发电装机容量1.1亿千瓦,较上年末增加260万千瓦。电煤稳产保供扎实推进。一季度,全省累计原煤产量2688.6万吨,日
4月24日,中国电力企业联合会(以下简称中电联)发布了2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告。报告显示,一季度,全国电力供应安全稳定,电力消费稳中向好。第二产业用电量同比增长8.0%,制造业中高技术及装备制造业用电量增速领先,加快形成新质生产力趋势明显。高技术及装备制造业用电量比增14.
一季度,广东、广西、云南、贵州、海南等五省区全社会用电量3663亿千瓦时,同比增长10.5%,高于全国0.7个百分点,增速较2019年同期高5个百分点。分产业看,一季度五省区第一、第二、第三产业和居民生活用电量同比分别增长9.6%、9.4%、14.1%和10.4%;从细分行业看,国民经济分类133个行业中,五省区有10
据南方电网海南电网公司19日发布消息,随着海南消费市场持续升温影响,今年一季度,海南省全社会用电量累计113.65亿千瓦时,同比增长14.60%。其中,充换电服务业用电同比增长52.57%,是带动第三产业增长的主要动力。从产业用电看,今年一季度,海南第一产业用电量5.44亿千瓦时,同比增长10.99%;第二产
2024年第一季度,河南省全社会用电量达1052亿千瓦时,较去年同比增长8.3%,增速较去年全年水平4.6%加快3.7个百分点。
深圳市一季度全社会用电量达228.0亿千瓦时,同比增长11.0%,实现开门红。分产业看,深圳第二、第三产业及居民用电量分别为113.7亿千瓦时、81.7亿千瓦时、32.5亿千瓦时,同比分别增长11.8%、8.8%、13.8%。
4月23日,济南新旧动能转换起步区比亚迪整车制造车间内,一辆辆电动汽车下线。电力数据精准反映出这里的“热度”——厂区前一日用电量达76万千瓦时,为去年同期的近2倍。用电量是经济运行的“晴雨表”。“电力数据实时性强、准确度高、覆盖面广,能精准反映企业、行业、宏观经济发展态势。”国网济南供
一季度,电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神,以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略,落实党中央、国务院决策部署,弘扬电力精神,经受住了部分时段大范围极端严寒、雨雪冰冻等考验,为经济社会发展和人民美好生活
数说●3月,广东用电量位居全国省级电网第一●一季度,广东二、三产业用电增速均超10%●一季度,广东代表新质生产力产业基础的高技术及装备制造业用电量同比增长13.57%●截至今年一季度,全省新能源累计并网容量同比增长近43%,占总装机容量超过25%●一季度,广东与数字消费相关的互联网和相关服务用电
一季度,全省全社会用电量496.07亿千瓦时,同比增长8.9%。其中,第一、二、三产业合计用电量388.91亿千瓦时,增长8.0%。第一产业用电量3.96亿千瓦时,同比增长12.5%。其中,农业、渔业、畜牧业用电量分别增长15.5%、12.8%、10.2%。近年来,农村地区发展转型,电气化改造升级,拉动第一产业用电量较快增
一季度,广东、广西、云南、贵州、海南等五省区全社会用电量3663亿千瓦时,同比增长10.5%,高于全国0.7个百分点,增速较2019年同期高5个百分点。分产业看,一季度五省区第一、第二、第三产业和居民生活用电量同比分别增长9.6%、9.4%、14.1%和10.4%;从细分行业看,国民经济分类133个行业中,五省区有10
据南方电网海南电网公司19日发布消息,随着海南消费市场持续升温影响,今年一季度,海南省全社会用电量累计113.65亿千瓦时,同比增长14.60%。其中,充换电服务业用电同比增长52.57%,是带动第三产业增长的主要动力。从产业用电看,今年一季度,海南第一产业用电量5.44亿千瓦时,同比增长10.99%;第二产
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一季度,全省全社会用电量496.07亿千瓦时,同比增长8.9%。其中,第一、二、三产业合计用电量388.91亿千瓦时,增长8.0%。第一产业用电量3.96亿千瓦时,同比增长12.5%。其中,农业、渔业、畜牧业用电量分别增长15.5%、12.8%、10.2%。近年来,农村地区发展转型,电气化改造升级,拉动第一产业用电量较快增
2月,浙江省全社会用电量354.78亿千瓦时。1-2月,浙江省全社会用电量累计906.43亿千瓦时。其中2月第一产业全社会用电量3.92亿千瓦时;第二产业全社会用电量192.27亿千瓦时;工业全社会用电量189.05亿千瓦时;第三产业全社会用电量79.01亿千瓦时;住宿和餐饮业全社会用电量5.81亿千瓦时。
1—2月,全省能源运行开局平稳,高质量发展步伐坚实有力。全社会用电增长势头强劲。1—2月,全社会累计用电量568.7亿千瓦时,同比大幅增长17.8%。电力保供能力持续增长。截至2月底,全社会发电装机容量1.1亿千瓦、较上年末增加184万千瓦。煤炭稳产稳供扎实推进。1—2月,全省累计生产原煤1798.5万吨,
1-2月,全省全社会用电量为515.7亿千瓦时,同比增长5.9%。2月,全社会用电量为235.4亿千瓦时,增长0.4%。分产业看,1-2月,第一产业用电量为4.7亿千瓦时,同比增长8.1%;第二产业用电量为360.1亿千瓦时,增长3.3%;第三产业用电量为77.1亿千瓦时,增长14.9%;城乡居民生活用电量为73.9亿千瓦时,增长10
2024年以来,国内宏观经济持续复苏,电力消费增速延续上年稳中有升态势,全国电力供需形势总体平衡。一电力消费实现较快增长1-2月,由于同期高基数以及2月气温偏低等因素影响,全国全社会用电量1.53万亿千瓦时,同比增长10.95%。(来源:微信公众号“叶春能源”作者:叶春)(一)各产业累计用电量稳定
2024年2月,全区发电量171.39亿千瓦时,其中,水电30.61亿千瓦时,火电88.14亿千瓦时,核电13.06亿千瓦时,风电32.71亿千瓦时,光伏发电6.66亿千瓦时。2024年2月,全社会用电量181.88亿千瓦时,其中,第一产业用电量3.66亿千瓦时,第二产业用电量107.61亿千瓦时(其中工业用电量106.43亿千瓦时),第三
1—2月,广东、广西、云南、贵州、海南五省区全社会用电量2333亿千瓦时,同比增长11.8%。其中,三次产业用电增速均超10%,制造业用电量实现较快增长,服务消费行业用电量持续回暖,体现高质量发展扎实推进。01战略性新兴产业用电量增长明显经济增长新动能持续壮大分产业看1—2月五省区第一产业、第二产
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