山西电力系统灵活性与虚拟电厂

1 山西电力系统灵活性与虚拟电厂 中德能源与能效合作伙伴 版本说明 本报告聚焦中国能源大省山西省，介绍了山西在当前的电力系统发展和电力市场机制背景下的虚拟电厂建设与运营管理现状，列举了山西虚拟电厂案例，并分析了山西虚拟电厂未来发展的优势与挑战，为山西虚拟电厂的下一步发展提出了建议，从而助力煤炭大省山西的绿色、低碳能源转型。报告在中德能源与能效合作伙伴项目框架下发布。项目受德国联邦经济和气候保护部（BMWK）委托和资助，中国国家发展和改革委员会、国家能源局作为中方政府合作伙伴提供支持和指导。项目旨在围绕能效提升和发展可再生能源，通过深入交流可持续能源系统发展相关的政策、最佳实践和技术知识，推动高级别政府对话，企业与政府交流以及技术和政策法规层面交流，从而促进和推动两国能源转型，助力实现气候目标。受德国联邦经济和能源部委托，德国国际合作机构（GIZ）负责实施中德能源与能效合作伙伴项目。 发行方： 中德能源与能效合作伙伴 德国联邦经济和气候保护部（BMWK）委托 北京市朝阳区亮马河南路14号塔园外交办公楼1-15 邮编：100600c/o 德国国际合作机构（GIZ）TorstenFritscheKöthenerStr.2 柏林10963 项目负责人： 尹玉霞、王昊 德国国际合作机构（GIZ） 作者： 王鹏，刘洪涛，于筱涵 华北电力大学国家能源发展战略研究院 版面设计： edelman.ergo 图片： BMWK/Covershutterstock_192479264(P8)shutterstock_130778297(P10)shutterstock_644696806(P13) 排版： 翁芳萍 德国国际合作机构（GIZ） ©2022年6月，北京 本报告全文受版权保护。截至本研究报告发布前，德国国际合作机构和相关作者对出版物中所涉及的数据和信息进行了仔细研究与核对，但不对其中所涉及内容及评论的正确性和完整性做任何形式的保证。本出版物中涉及到的外部网站发行方将对其网站相关内容负责，德国国际合作机构不对其内容承担任何责任。本文件中的观点陈述不代表委托方的意见。 2 目录 引言4 报告发布背景——中德能源合作：电力系统灵活性4 第一章中国电力系统灵活性5 1.1中国能源与电力发展现状5 1.2碳达峰、碳中和与新型电力系统的提出7 1.3中国电力系统灵活性分析7 第二章山西虚拟电厂实践9 2.1山西及其电力系统发展情况9 2.1.1山西省社会经济情况9 2.1.2山西省电力行业发展11 2.1.3山西省电力市场建设14 2.2山西省虚拟电厂建设15 2.2.1山西虚拟电厂建设与运营管理机制15 2.2.2山西省虚拟电厂建设原则16 2.2.3山西省虚拟电厂实践案例16 第三章山西省虚拟电厂发展潜力17 3.1山西发展虚拟电厂的有利条件17 3.2山西推广虚拟电厂面临的挑战17 3.3山西虚拟电厂未来发展方向18 参考文献19 引言 为实现习近平主席提出的2030年前碳达峰和2060年碳中和[1]的目标，中国正在加快调整能源结构，提高可再生能源占比。2030年中国风、光发电总装机计划达到12亿千瓦以上，形成由可再生能源为主的能源体系。高比例可再生能源并网，能源消费终端电气化水平提升，高度电力电子化以及大规模分布式能源就地接入将会使电力系统平衡、调节和支撑能力面临巨大挑战，提高电力系统的灵活性是实现能源电力清洁低碳发展的重要手段。 电力系统灵活性是电力供需发生变动时系统保持供需平衡的应对能力，灵活性资源来源于发电侧、电网侧、用户侧与储能等多个环节。目前中国电力系统灵活性资源以电源侧为主，电网侧、需求侧等灵活性潜力尚未真正有效发挥[2]，虚拟电厂是多方位挖掘电力系统灵活性资源，实现以可再生能源为主体的新型电力系统的重要途径。 山西省是中国的能源与重化工基地，也是中国能源革命综合改革试点省。山西省在能源绿色低碳转型目标下不断加快构建以新能源为主体的新型电力系统，扩大新能源消纳，深化电力市场化改革，提升电力系统灵活性，推动虚拟电厂建设。 本报告通过介绍中国能源与电力发展和转型概况，从发电侧、电网侧和需求侧宏观分析了中国电力系统灵活性的潜力，报告聚焦山西省虚拟电厂在其社会经济发展与电力系统和电力市场发展背景下的现状和模式，总结了山西省发展虚拟电厂在政策环境、体制条件、需求条件、技术基础和市场基础五方面的优势；分析了山西省虚拟电厂发展在基础设施、信息技术系统支撑、运行机制、激励机制和宣传方面所面临的挑战。报告建议山西虚拟电厂未来的发展要充分借鉴国际经验、加强机制设计、完善虚拟电厂运行所必备的硬件基础设施和信息技术支撑、及加强虚拟电厂运行的安全保障建设。 报告发布背景——中德能源合作：电力系统灵活性 电力系统灵活性一直是德国联邦经济和气候保护部（BMWK）、国家能源局指导的中德能源工作组框架下中德能源合作的重要议题之一。过去几年，GIZ联合其他中德合作伙伴，围绕德国电力系统灵活性的发展经验和最佳实践及其对中国发展高比例可再生能源电力系统的参考意义，不断拓宽和深化该议题下的中德合作，开展交流研讨、联合编制政策研究报告。在中德能源与能效合作伙伴和中德能源转型研究项目框架下，陆续发布了《德国电力系统中的灵活性技术和措施》、《对电力系统灵活性的激励：德国电力市场的作用》、《京津冀与德国电力系统灵活性定量与比较研究》、《燃煤电厂灵活性改造工具箱》和《德国虚拟电厂的商业模式》等报告。 作为中国重要的能源基地和能源革命综合改革试点省，山西省电力系统灵活性建设与虚拟电厂的发展对于其构建以新能源为主体的新型电力系统，加速能源转型具有重要的支撑性作用。通过对山西省电力系统及虚拟电厂现状的梳理，报告指出了山西省发展虚拟电厂的优势与挑战，并对未来虚拟电厂在山西的发展提出了建议。山西省虚拟电厂的经验及发展思路对于中国其他地区具有重要的借鉴意义。下一步，GIZ计划在现有项目成果的基础上，以区域为重点，根据区域经济发展与电力系统的特点，从实践出发，进一步推动中德两国在电力系统灵活性和虚拟电厂领域的合作示范，快速、稳步的促进中国实现以可再生能源为主体的新型电力系统，助力中国完成双碳目标。 第一章中国电力系统灵活性 1.1中国能源与电力发展现状 中国的能源革命推动其能源生产和消费结构在近些年不断优化，能源利用效率显著提高，生产生活用能条件明显改善，能源安全保障能力持续增强，为服务经济和社会的高质量发展提供了重要支撑[5]。 国家能源局数据显示，2021年，中国原煤产量 40.7亿吨，原油产量1.99亿吨，天然气产量2052.6亿立方米，发电总装机容量23.8亿千瓦，县级行政区全部通上大电网，经济社会发展和民生用能需求得到有效保障。 通过不断的新旧能源改革发展，中国逐步形成了全球最大的能源供应体系，建成了以煤炭为主体，以电力为中心，以石油、天然气和可再生能源全面发展的能源供应格局[6]。在深化能源供给侧结构性改革、优先发展非化石能源等一系列政策措施的大力推动下，中国清洁能源继续快速发展，清洁能源比重进一步提升，同时中国能源消费增速明显放缓，能源结构持续优化[7]。2020年一次能源消费总量49.8亿吨标准煤，一次能源 生产总量42亿吨标准煤，原煤、原油、天然气、非化石能源消费占比分别为56.8%、18.9%、8.4%和15.9%。 图11980-2020年全国能源消费量 60 煤炭石油天然气非化石 50 消费量（亿吨标准煤） 40 30 20 10 0 198019851990199520002005201020152020 来源：中国统计摘要2021 图22000年及2020年能源消费占比 2000 2020 煤炭石油天然气非化石煤炭石油天然气非化石 来源：国家统计局 在电力方面，中国水电、火电、核电、风电、太阳能等各类发电类型的装机容量逐年提升。2021年中国全口径发电设备容量23.8亿千瓦，其中火电占56.6%煤电占46.7%。由于需要为大规模并网的风电、太阳能发电进行调节，近年来火电的年度运行小时数不断降低，从 设计的5000-5500小时，下降到了2020年的平均4216小时，火电正逐步向灵活性支撑电源的角色变化，电力向更清洁低碳发展的结构调整。 图32012-2020年火电发电量占比 80.0% 78.0% 76.0% 74.0% 72.0% 78.7%78.6% 75.8% 73.7% 71.8% 71.1% 71.2% 70.4% 68.9% 70.0% 68.0% 66.0% 64.0% 62.0% 2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年 来源：《中国电力行业年度发展报告2021》 当前中国能源产业快速发展，但“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特点使中国长期以来形成了以化石能源为主的能源消费结构，由此带来了生态环境破坏和能源资源瓶颈等问题[8]。在国际气候协议及国内环保压力下，既保障能源供给安全，又满足能源结构变革与产业结构转型的要求，促进能源、经济、社会、环境协调发展，推动中国经济高质量发展，是中 国能源领域面临的重大挑战。自新冠肺炎疫情后全球政治经济格局深度调整，推动绿色复苏将加快全球绿色能源发展步伐。“十四五”开始中国致力于构建国内国际双循环相互促进的新发展格局、推动实现碳达峰碳中和目标，使得能源绿色转型变得尤为迫切[9]。 1.2碳达峰、碳中和与新型电力系统的提出 2020年9月22日，中国主席习近平在第七十五届联合国大会上郑重宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。为实现 碳达峰、碳中和目标，2021年3月15日，在中央财经 委员会第九次会议上，习近平总书记再次对能源电力发展作出重要部署，强调“构建以新能源为主体的新型电力系统”，既指明了能源电力行业服务“双碳”目标的核心任务，也指明了能源电力创新突破的努力方向[10]。 1.3中国电力系统灵活性分析 构建以新能源为主体的新型电力系统，支撑高比例新能源并网、提高大电网运行安全性和可靠性，电力系统灵活调节能力至关重要。电力系统灵活性直接关系着电力系统平衡安全全局，并决定了新能源消纳利用水平。灵活性资源广泛存在于电力系统源、网、荷各个环节，目前在中国，灵活性以电源侧为主体，需求侧和电网侧灵活性潜力尚未真正有效发挥。 在电源侧灵活性方面，抽水蓄能、燃气发电是主要的灵活性调节资源。中国电源侧灵活性资源先天不足，电源侧灵活性装机占比较低，2020年仅为6%左右[24]，显著低于西班牙（34%）、德国（18%）、美国（49%）等新能源发展较早的国家。且在风电、太阳能发电装机分别占全国72%和61%的“三北”地区此情况更为严重，灵活调节电源不足3%。同时，常规火电灵活性改造推进滞后[2]。《电力发展“十三五”规划》[13]要求“十三五”期间“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿 千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦。然而截至2020年 底，“三北”地区火电机组灵活性改造只完成8241万千瓦，仅达到改造目标的38%。除此之外，核电也还不具备广泛频繁参与系统调峰的跟踪调节能力。 需求侧方面灵活性资源潜在类型丰富，如大工业、工业负荷，交通负荷，公共市政、商业建筑、居民负荷等。但目前由于基础设施不完善、电价机制尚未健全、激励机制不成熟，难以充分引导需求侧灵活性资源的释放，导致国内需求侧响应实施规模还偏小，调节方式相对单一，主要通过电力负荷的时序转移和有序用电实现“削峰”，应对迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段电力不足的挑战。但目前需求侧灵活性“填谷”能力不足，对提升新能源的消纳能力作用有限[15]。 电网侧方面灵活性资源主要是跨区特高压直流通道运行曲线的灵活性，目前种类少，技术要求高，应用范围有限。特高压直流通道运行曲线只能在一定程度上参与受端区域调峰，调节频次和幅度基本固定，且基本不考虑送端调峰需