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德国2020年电力系统负荷曲线图表报告

2020-12-30 11:24
何继江
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2020年的第一个季度,德国总电力消费量中来自可再生能源的电量占比达到了52%,是第一个完整的季度中可再生能源贡献了该国超过一半的电力需求。2月甚至创下了单月61.8%的新高。相比之下,2019年第一季度的占比为44%。如此高比例的接入主要与2、3月创纪录的风电和较高的太阳能发电,以及新冠病毒大流行造成的总电力需求下降有关。本文将首先研究展示德国2020年以来各个月电力系统的负荷曲线,然后对德国电力系统能消纳如此高比例的可再生能源的原因进行解读分析。在各国碳中和的大背景下,了解当前德国电力系统电源结构,研判其能源转型的过去、现在和未来,将是十分有必要的。

01.2020年月度各类能源发电占德国用电负荷的比例

我们先通过图表看一下2020年以来德国可再生能源(光能,陆上风能和海上风能,以及抽水蓄能)发电量的情况。

黑色曲线代表一个月内的负荷曲线,不同颜色的色块代表不同的发电源,由上至下:浅黄色为太阳能发电,浅绿色为海上风电与陆上风电之和,浅蓝色则为抽水蓄能。接下来,橘黄色色块为天然气发电量,深、浅两种棕色色块则代表无烟煤与褐煤发电量之和。最底部构成基础负荷的则分别为核能(红色),生物质能(深绿色),及水力发电(深蓝色)。下同。所有负荷曲线图均来自Fraunhofer ISE研究所的Energy-Charts平台。

  德国国家纬度较高,一月的光照资源较少,但风力资源相对较优。一月的最后三天风电发电量有力支撑了超过七成的负荷侧电量消费。尤其注意1月31日,当天可再生资源最高生产了占总用电负荷76.8%的电量。

二月光照依然不充沛,但风力发电量却显著上升,在2月22日达到了峰值46.88GW的发电量。2月1号是周六,因此第一天的负荷量就相对较低。整体看来,工作日与周末的总负荷明显不同,这样的需求侧与电源侧均为高波动性情况下,德国高比例新能源电力系统如何打破能源不可能三角,长期维持电网安全稳定运行、高可靠性和低弃电率,值得深度分析研究。

三月太阳能发电量开始逐渐变高,风电则开始减少。值得注意的是,三月下旬受新冠疫情的影响,全德经济活动受到一定抑制,总负荷曲线开始整体下调。3月22日正午12:30时,在负荷仅有53.13GW的情况下,仅光伏发电便达到了33.41GW,风电则为20. 73GW。虽然由于基础负荷无法继续向下调节容量以消纳所有风光发电,因此存在一部分电力出口,但该时段可再生能源发电量达到了总用电消费的83.7%。

四月的负荷曲线中可以看出新冠流行的封锁对总负荷量的影响更大了,整个负荷曲线向下移动了约10GW。光伏发电在四月总发电量中占比非常高,4月22日下午13:00,光伏设备共发电37.01GW,所有可再生能源发电占总负荷量约为84.6%。

五月、六月德国总用电负荷仍处于相对较低的水平,人均负荷略高于中国,风力发电量逐渐降低,但光伏发电量仍较高。五月的光伏发电峰值为35.27GW(5月6日12:15),六月则为37.25GW(6月1日13:00)。

七、八月德国的光照资源仍十分优越,由于总负荷还没有回到正常范围,许多天可再生能源与化石燃料发电量之和都超过了德国的总负荷量,得益于多年来发展的较好跨国电力通道建设,多余的电力通过跨国输电网出口至其他欧洲国家, 共同消纳。

同时还可以看到,自五月大面积的封锁开始后,德国每天的负荷曲线不再总是有明显的出现在早晨和傍晚的两个峰值,而形成了更多仅在午间达峰,早晚都偏低的负荷曲线形态。尤其是在五月,早晚与午间峰值的负荷差相较于二、三月更高,这都体现出了新冠封锁和居家办公带来的人们生活、用电习惯的变化。

九月下旬至十月,全社会用电量开始慢慢升至封锁前的水平,早上和傍晚的两个用电峰值也重新体现在了负荷曲线的形状中。此外,10月开始逐渐进入冬季,光伏发电功率越来越低,最高发电量仅为22.56GW,而风力发电量则显现增高趋势,在10月21日达到了41.17GW的高峰发电量。

2020年第一季度与2019年第一季度对比

德国能源和水行业协会(BDEW)和巴登-符腾堡州太阳能与氢能研究中心都对德国第一季度的可再生能源发电占比进行了测算,均认同二、三月天晴风大的气候因素和疫情导致的用电需求下降使得可再生能源发电占比快速增加。根据BDEW的测算结果,德国在2020年第一季度的总用电量(与2019年同期)下降2%,而总发电量却同比下降了近7%。这其中核能和化石燃料发电减少了15%,风力发电量却激增20%。综合这些因素,使得可再生能源达到总发电量的52%。我们可以通过比较2019年和2020年2,3月的负荷曲线看出这点。

2019年2月:

2020年2月:

相比之下,2020年2月的风力资源确实明显更优,尤其是在2月中下旬,风力发电量远远高于2019年2月。整个月内有许多天风光发电总和占当日总电力负荷的超过50%。因此,2020年2月创下单月可再生能源发电占比61.8%的记录也就不足为奇了。

2019年3月:

2020年3月:

2020年3月上中旬的风力发电量相对低于2019年同期,光伏发电量也未占较高的优势。但自三月下旬起,风光发电量都有所上升,尤其是太阳能发电量,同时受疫情影响总电力负荷量开始减少,两种因素综合之下,可再生能源发电量总和占比在3月反而增高了。

03.德国高比例风光系统的灵活性调控

尽管近年来具有间歇性和不确定性的可再生能源发电比例一直在上升,德国仍然是世界上最可靠的电网之一,其电网安全稳定性和供电可靠性都有一定的保障。根据德国联邦网络局(Federal Network Agency,Bundesnetzagentur)的数据,2019年德国每个用户的年平均停电时长为12.2分钟,低于2019年的13.91分钟,在整个欧洲及OECD国家中位列第二,仅次于瑞士,供电可靠率达到接近五个九的99.998%,综合电压合格率也极高。相比之下,其他欧盟国家如英国,法国和西班牙每年都有大约50分钟的中断。此外,根据美国能源信息署(EIA)的数据,2019年美国的平均电力中断事件为284分钟(约4.7小时),即使除去山火,飓风和严重暴风气候的影响,用户的平均断电时间也高达92分钟,远远高于德国的水平。

尽管较低的年均停电时间已经验证了德国电网的相对稳定和可靠性,联邦网络局仍称目前德国的停电现象更多是由极端天气引起的,认为间歇性的可再生能源的过渡对电力供应质量并没有较大的负面影响,供电可靠性与综合电压合格率持续处于高位。该机构的一个新闻稿中称,自2006年开始对电力系统进行监控以来,德国年度可再生能源电力生产量占总电力负荷的份额从11.8%上升至2019年的42.4%,2019年风光出力最高时候的发电占比高达83.6%,但平均停电时间仍呈逐年减少趋势。2017年虽中断时间有所提高,但主要是因为飓风,洪水和降雪等极端天气事件所导致.

那么,德国到底是如何做到在不影响电网稳定性的前提下不断提高电网消纳可再生能源发电的能力的呢?下面我们将对德国实现风光最大化消纳的技术手段进行分析介绍。

1.常规基础能源发电的灵活调度

为实时平衡中长期、日内、小时级用户的需求和可再生能源的电力平衡与电量平衡,常规发电组合须得在任意时刻灵活调整出力,提高电力系统整体灵活性,落实《德国可再生能源法》中可再生能源全额消纳要求,保证负荷侧与电源侧实时匹配和电力系统高可靠性和灵活性。在德国,大部分硬煤电厂最初在设计时都考虑了灵活出力,现存的建于19世纪八、九十年代的褐煤电厂虽然相对灵活性较低,近年来都经过了改造,以允许其向下调节到最高出力的40%,。类似的,德国的燃气电站也在进行设计和改造,以提高其灵活性。目前德国的常规发电厂几乎全都可以满足市场负荷变化的要求。

以2020年2月10~16日的一周为例,该时段内德国风电产量非常高,峰值可达45.48GW。因此,燃气发电,燃煤发电,甚至核电都在相应调节出力。例如,2月16日周日午间13:00,德国总电力负荷量为54.38GW,相对工作日同一时间的负荷较少。由于正值正午,光电出力为8.59GW,而风力发电则达到了39.63GW。为消纳这部分可再生能源发电,燃气电厂在该时段压至当周最高出力的15.4%,硬煤电厂和褐煤电厂则分别压至当周最高出力的19.5%和35.4%。核电厂相对本周最高出力也减少了约35%。

作为调节主力的燃气电厂在短短几天内,从2月14日晚间13.32GW的出力峰值,降低到2月16日午间的2.7GW。到2月17日早间风力发电量有所减弱时,燃气电厂出力又重新升至5.22GW。总的来说灵活性电源很好的保障了电网的稳定安全供应。

德国的抽水蓄能也具有很强的调节能力(蓝色色块),全国31座蓄抽水能电站主要在早,晚两个用电高峰时间出力,分别对光电和风电进行补充和调节。部分蓄水池是由废弃的矿井改造而成,也是对煤炭场旧址的合理利用。

2.现货市场电价调节机制

德国电力现货市场的出清价格调节机制也使得常规发电源更有动力根据风光发电调节出力。电力现货市场的价格往往与当时清洁能源发电量的盈余程度成反比。一般情况下,越多可再生能源电力在电力系统中参与调度,电力市场的出清价格就会越低。这是因为一方面,风光发电的边际成本在近几年已经低于煤炭和天然气发电,另一方面,欧洲电力现货市场体制机制是为边际成本为零的可再生能源消纳量身打造,当可再生能源出力高时,现货市场电价下降。电价下降也就意味着售电盈利减少,甚至出现负电价,各类常规资源就会尽可能压低出力。而风光出力不足,现货市场出清价上涨时,各类传统机组会尝试逐步拉高出力,受高电价的激励,而灵活性电源得益于其快速响应能力,会在秒级和分钟级别快速响应提高出力,达成较好的盈利。有鉴于此,建设灵活性电源的积极性和商业成熟度会大大增强,同时常规电源机组也会产生较大意愿进行灵活性改造以降低最低出力,增升爬升响应速度。我们可以通过德国2月风光资源较丰富和相对9月资源匮乏的两个时间段内电力出清价格的比较看出这点。

先看9月:

图中的蓝色曲线代表每日的电价(右y轴),黄色和绿色色块分别代表光伏、风电出力,浅棕色色块则是化石能源与核能(以下统称常规能源)的发电量。可以看出,九月虽然风电出力较小,但光照资源较为优越,因此电价曲线在一天内有非常明显的峰谷差,最高位和最低位现货市场出清价格平均相差约20~30欧元/MWh–正午光电出力最高时电价非常低,早晚风光发电都较弱时电价又会暴涨。燃煤、燃气机组的出力曲线因此与电价曲线的形状十分相似,且能看出电价曲线一般会略先于基础能源发电曲线,说明现货市场的价格变化有效激励了这些常规电源的灵活出力和调峰。9月12~13日的周末,由于整体负荷较低,光伏出力又比较高,现货市场甚至还出现了负电价。这是可再生能源大发情况下常出现的一种现象,意味着当常规电源压至最低出力仍不能消纳所有可再生能源发电后,电力公司会向用户支付一定的费用让他们开启家中的电力设备以消耗多余的发电,以避免导致电网阻塞和重载超载现象发生。

另外请注意9月15日,当天晚间19:00电力现货市场出现了德国2020年以来最高的出清价格,约554欧元/MWh。这主要是由于该时间段内几乎无风电出力,一些成本较高的基础电厂相应调至最大出力承担剩余负荷造成的。数据显示,当时硬煤和褐煤电厂出力达本月最高水平的96%和78%,燃气电站出力则达本月最高水平的84%。

再看2月:

德国2月大部分日子的电价都在35欧元/MWh左右,低于9月的整体电价。但由于风力资源较优,全天候风电出力都比较大,2月每天峰谷电价之差,即一天内市场出清价格的波动小于9月,且有多次都出现了负电价。常规电源机组出力曲线仍表现出一定滞后于电价,又与电价曲线波动情况较为相似的形状,反应出电价机制良好的指引作用。

3.坚强的跨国网架结构

跨国电力联网进一步提高系统灵活性,有助于电力在更大范围内进行资源配置。与德国接壤的9个欧洲国家,分别通过28条380kv~400kv和31条220kv~285kv的输电线路进行连接。当德国可再生能源发电较高时,除了靠基础电源调节出力,还可以将多余电力出口至邻国电网。同样以2020年2月和9月为例看德国的电力出口情况。

9月:

以0GW为界,图中低于0GW的发电量均为出口,而高于0GW的浅紫色色块(如黄圈中标出的部分)则为净电力进口。可以看出,9月风光资源一般的情况下电力出口量并不高,最高电力进口量也不超过10GW。

2月:

二月的电力出口明显多于九月,最多的一天(2月9日晨间)出口量达14.94GW,而当时德国总负荷量也仅为41.10GW,其中可再生能源占72%,也就是说虽然有近半数的风,光,水力发电并没有被消纳,但却灵活地出口到了其他国家。2月27日傍晚17:30,太阳接近下山后光伏几乎无出力,风力发电也仅有5.95GW,几乎是整个2月的最低。为应对可再生能源的低出力,硬煤和褐煤电厂分别提升至了本月最高出力的80%和72%,燃气电站则提升至本月最高出力的93%。在仍无法满足全部负荷的情况下,德国从邻国电网中进口了8.47GW电力,成功保障了电力供应安全。

基于2月的出口数据,接下来我们来看一看德国主要的电力进出口国家分别有哪些。以下数据均取自Agora数据平台。

主要电力出口国:(按图标顺序,下同)瑞士,波兰,奥地利,捷克,卢森堡

主要电力进口国家:丹麦,瑞典

电力进出口均较多的国家:法国,荷兰

在地图上显示各国与德国的进出口关系如下。

当前国内少数专家误传德国高比例新能源电力系统主要依赖于波兰的煤电,甚至误传波兰在两国边境沿线建设煤电机组,需要正本清源的是,这与事实不符。波兰与德国在电力系统联网中属于弱联络,且在电力边贸方面,波兰每年从德国进口九十亿度来自可再生能源占主所发的电力,属于典型电力净进口国,德国几乎不从波兰进口电力,并没有依靠波兰煤电满足自身需求,相反,波兰需要德国可再生能源发电供应传输满足其国内电力需求。与此同时,波兰政府已经于2020年与欧盟达成一致,最迟于2049年彻底退出煤炭煤电领域,所有煤电机组将会于三十年内全部关停。至此,欧盟主要经济体甚至全部27国已经在退出煤炭煤电领域方面达成高度一致,未来欧洲大陆各国建设新一代高比例新能源电力系统,将成为引领全球能源转型的主流宏观趋势。

4.先进的风光预测及调度运行技术

虽然风光发电量是随时变化的,但却有一定的可预测性。消纳高比例可再生能源的一个基础就是正确的对其发电功率开展超短期负荷预测。在德国,基于天气预报的新能源功率预测属于商业领域。各大电网公司以及电力供求各方皆会购买来自专业机构的预测服务。基于天气预报的结果提前数分钟甚至数天来预测可再生能源的输出,并对此进行精确的建模和预先调度,可以减轻电力市场的灵活性要求负担。德国50Hertz电力公司全网日前风电功率预测均方根误差可以达到2%~4%,太阳能可以达到5%~7%。大型新能源场站,如正在大力开发的德国北部海上风电,也要开展功率预测工作,根据预测发电能力参与市场竞争。

进一步提高消纳比例的挑战

德国的目标是到2030年达到50%的可再生能源份额,到2050年达到80%的份额。到目前为止,德国尚未在电网资源配置方面遇到颠覆性难题,成功地平衡了其可再生能源的不稳定发电,弃风弃光率也长期处于低位,这在一定程度是配电网从无源转向有源,德国电力系统在贯彻“分层分区就地平衡”方面做的极为严谨卓越。与此同时,为进一步提高消纳比例,维持一如既往的超高供电可靠性,德国的电网运营公司还面临着很多挑战。

1.国内输电网络的扩展瓶颈

德国的风力发电是可再生能源发电的重要部分,出力一般高于太阳能发电。然而,现存的以及规划中即将新建的风电场大部分位于风力资源优厚的德国北部,而大都市区和高耗能的工厂多建于该国的南部和西部,因此发电和耗电中心并不匹配。

按照Amprion电网公司针对2015年与2030年情景所做电力平衡,未来十年后德国南部电力紧缺,北部电力盈余(南缺北丰现象),然而,目前连接德国南北部35,000公里的直流输电线并不能完全承担将北部的剩余发电传至南部的任务。特别是在大风天,北部的现货电力市场中有大量廉价的可再生能源参与竞价,大大压低电力批发价格,鼓励南部用户购电,然而现有的输电线却无法将这些风能全部输送给客户。因此,虽然北部发电中心可以在一定程度上通过灵活性调节和出口避免浪费风电,但南部电网运营商仍需调度价格较高的常规能源机组进行发电,从而提高了馈电成本。此外,由于各个北欧国家都在扩大风光发电能力,并且所有市场的用户行为都表现出很大的相似性,因此调整进出口以满足德国电力市场稳定性的能力将会越来越有限。这就使得南北输电线的建设更有必要。

对此,德国政府和电网运营商已经开始加快建设更多的南北输电线,见上图。根据联邦网络局的数据,2025年之前,预计将有4650公里的新电线建成,另有约3050公里的电力线被翻新。虽然铺设新线路涉及到土地,居民等方方面面的协调管理,但若不加快输电线的建设以减少南北能源消费和生产的不平衡情况,这一问题可能会成为德国当前目标达成的向100%可再生能源发电的最大阻碍因素。

德国与周边国家电力潮流交换图

2.转型带来的高电价

虽然德国的可再生能源发电发展迅速,但这也是有代价的。政府通过补贴使廉价的可再生能源在电力市场中优先竞价出清,从而压低了现货市场的电价。对于部分在批发市场中直接购电的高能耗大型工厂来说,这减少了他们的电费支出,使其受益。然而,对于无法以批发价在现货市场购电的家庭或小型企业来说,大量可再生能源实际上推高了他们的电价。这是因为政府实际上是通过在终端居民账单中加征可再生能源税,网络费用等来向风电场和光伏电站提供资金补贴,这些费用甚至能占到总电价的三分之二。下图说明了近20年来德国电价和各种税收的增长。

面对居民日益加重的用电负担,2012年德国政府紧急刹车,开始削减对可再生能源的补贴,尤其为光伏设置了补贴容量上限。这在一定程度上避免了电价的继续飞涨。当前联邦政府已经明确,同时可再生能源将进一步增长的同时,未来德国电价将持续稳定,德国将进一步改善激励机制,在不影响可再生能源低价上网出清的前提下减少德国终端用户的电费支出。

世界各国的电力系统稳定性挑战

随着可再生能源份额的增长,世界上各个国家都在应对高比例风光给电网带来的挑战。德国通过一系列煤气灵活性改造,与周边国家互联网架等已经达到了很高的可再生能源渗透率,许多其他国家也在采取类似或不同的措施达到此目标。在美国,电力市场监管者更多从需求方进行管理,推动需求侧响应,分布式发电渗透,辅助服务市场的发展,或增加电力系统与其他部门的耦合等。加利福尼亚州尤其是各种创新技术和机制的施行地。在欧洲,丹麦主要通过与邻国电网互联,尤其是北欧国家的电网,达到高比例的风光整合率并稳定的保持电力供应的安全。除此之外,丹麦创新性的将发电与供热结合在一起,根据风光资源发电的波动改变热电联产工厂的储热和发电比例,由此灵活改变出力以达到系统的平衡。风力发电较高的西班牙依靠更先进的电网控制技术和风力预测系统,以及其灵活的水力资源发电,也达到了大区域电网的平衡。在与其他电网相对独立的南澳大利亚,由于无法依靠跨国网架平衡电力输出,因此也一直在开发先进的风光预测技术,以减少电力市场的波动。

此外,包括冰岛,挪威,新西兰等国家可再生能源比例实际上已经达到了惊人的60~99%,但在这些国家,可再生能源主要指的是可调度的水电,地热或生物质发电,与太阳能和风能发电相比间歇性和波动性较小。因此这些国家的可再生能源并网挑战并不是我们关注的重点。

对中国的启示

20年前,国家电网部分电力专家认为电网中可再生能源占比超过百分之十,由于其波动性,电网就很大可能会崩溃。现在,德国已经证明了一季度内52%的可再生能源供应也是安全可靠的,且这是在完全没有储能装置的情况下做到的。随着各类电力系统灵活性资源的挖掘和支撑,未来德国电网80%甚至100%可再生能源电力系统指日可待。

在中国也有越来越多的可再生能源并网,然而风光发电的不确定性曾一度导致我国弃风、弃光现象严重,仅2015年我国可再生能源发电削减总量就超过了338亿千瓦时,相当于刘家峡水电站6年的发电量。高比例可再生能源并网导致的干扰和网络可控性不足的问题也导致风电场脱网事故频发。这些都使得高比例风光消纳在我国成为一大挑战。然而,在探索和破解高比例可再生能源发展的道路上,我们事实上可以从德国的转型经验中得到一定的启示:

高比例消纳可再生能源本质上是电源的平衡和调节过程,因此如抽水蓄能等灵活性资源就及其重要。中国目前以煤电为主的电网确实缺乏较强的为风光发电做深度调峰的能力。虽然国家能源局自2016年起就开始试行煤电厂火电灵活性改造项目,挖掘燃煤机组调峰潜力,提高可再生能源消纳能力,但不管是调峰能力,爬坡速度,还是启停时间,我国目前的煤电改造成果相较于德国,丹麦等还没能达到最高水平。同时,相较于煤电机组,燃气机组的调峰能力更强。因此在以燃气电站较为普及的国家,即使不经灵活性改造,其电网可再生能源发电并网的能力也更高,从而在一定范围内能有效减少风光波动对电网的危害。在目前我国2030年碳排放达峰,2060年达到净零碳的目标下,对化石燃料机组的灵活性改造将是支撑可再生能源持续并网,达到电力系统净零碳的第一步。

与德国类似,中国也存在一定程度上发电中心和负荷中心的电力不平衡矛盾,因此加强和扩展输电网络,推动智能配电网的发展,践行分层分区就地平衡,以集中式与分布式协同发展,将是提高可再生能源消纳比例的另一个重要策略。

大力推进电力期货与电力现货市场建设,持续深化推进电力体制改革也是提高电力系统消纳能力的重要支撑。

欧盟2050碳中和目标与中国2060碳中和目标高度一致,新一代高比例新能源电力系统将成为重要刚性需求。

作者评论

作为传统工业强国的德国,煤电有力支撑了十九世纪德国第一次工业革命和第二次工业革命,但德国人意识到——“石器时代的结束并不是因为石头被用光了,煤炭时代的结束也绝不会是煤炭被烧光”,伴随着可再生能源的蓬勃发展和全民环保意识的极大增强,保守传统而严谨的德国人,已经下定决心,立下宏愿,在德国能源转型和欧盟碳中和目标引领下,推动德国电力系统从传统火电惯量支撑下的电网,向80%新能源电量占比的高比例新能源电力系统转型发展。德国联邦政府已于2019年达成决议,继2022年彻底退核后,最迟在2038年前德国彻底退出煤电煤炭领域,所有煤电机组,包括经过多年建设刚投运的煤电机组均需在2035年前,最晚2038年前全部退役,补偿和再就业由发电企业和两级政府共同承担兜底。未来适应高比例新能源发展的德国电力系统灵活性将由31座抽水蓄能电站、生物质燃气电站、坚强的跨国电力输送通道提供的国间电力互济,以及正在蓬勃发展的电源侧和用户侧储能提供支撑,而德国及欧洲现货电力市场、电力辅助服务市场和欧盟碳交易市场为主的三大市场平台为这些灵活性电力资源的提供了完整制度保障,通过搭建更好的法律、政策和市场体制机制保证灵活性资源的商业营利性,随着第三次工业革命到如今德国工业4.0的同步发展,2050年德国电力系统发展形态更呈现出完全不同的形态,电力能源行业将焕发全新活力。

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