《波动性可再生能源管理》执行摘要
2011-07-02   来源:能源观察网  浏览次数:

  译者注:2011年5月,国际能源署(IEA)发布了《波动性可再生能源管理(Harnessing Variable Renewables: a Guide to the Balancing Challenge)》研究报告。该报告深入探讨了大规模波动性电源接入系统后电力系统的平衡问题,研究了系统灵活性评价方法和指标体系,并由此对不同国家和地区接纳波动性可再生能源的能力作出了定量判断。现将该报告摘要编译如下。

  为了加强能源安全、保护环境和应对气候变化,我们正在努力改善全球能源结构,提高可再生能源比例。

  本报告重点研究可再生能源接入电力系统的问题,这关系到电力生产、供应和消费的全过程。一些可再生能源技术(如生物质能、地热能和常规水电)在接入电力系统方面和常规电力技术一样容易。而相反地,另一些可再生能源技术(包括风能、太阳能、潮汐能和波浪能)具有在一天内或季节间波动的特点。这类可再生能源被称为波动性可再生能源(VRE),在接入电力系统方面需要克服更多的挑战。

  上述挑战的严峻性是可再生能源面临的最大争议之一。反对者称,波动性可再生能源技术增加了电力系统的不确定性,很难满足电力供需时刻平衡的要求。

  国际能源署(IEA)开展了波动性可再生能源并网(GIVAR)项目,以解决基于大规模可再生能源的电力系统平衡关键问题。波动性可再生能源应用详细描述了平衡挑战的主要内容以及管理工具。报告提出了一套新的方法论,用以评估在特定系统内维持电力平衡的资源及要求,并重点分析了8个地区接纳波动性可再生能源的潜力,强调了不同地区具有不同的特点。

  电力系统本身具有波动性和不确定性的特点,需要可靠的灵活资源来进行平衡。因此,那些认为波动性可再生能源并网是不可逾越的挑战的观点过于狭隘。波动性和不确定性并不是新的挑战,而是电力系统的基本特征,从第一个消费者连接到第一座电站开始,电力系统每时、每天、每个季节都面临着应对波动性的要求。所有电力系统都需要灵活资源来管理波动性,大部分依靠可调度的电厂,一些电力系统运用电力储存、需求侧管理和互联电力市场等方式。现在的问题是,能够通过加强这些灵活资源的运用来平衡波动性可再生能源增加的波动性吗?

  电网运营者拥有丰富的经验通过上调或下调灵活电源来应对波动性需求。当需要快速应对不可预测的、激增的需求或电厂出力时,电网运营商将调用最灵活的电源。在大多数情况下,最灵活的电源可能是专门承担峰荷的电厂(如开放式循环燃气电站、水电站)或储能设施(如抽水蓄能电站)。为了应对可预见的需求改变,例如白天负荷上升和晚间负荷下降,电网运营商将调用中等灵活的电厂(如联合循环燃气电站)。而承担基荷的电厂(如核电站、一些燃煤电站、地热电站)旨在提供全天候的基本需求,在接近全负荷运行条件下连续运行,不能够快速和大幅度调节出力。

  现有的灵活电源或许能够管理波动性可再生能源引起的更多波动性。在不含有波动性可再生能源的电力系统中,需求的波动性预测相对要容易些。这也受益于几十年的需求预测经验和数据。供应侧的波动性取决于波动性可再生能源。潮汐发电出力是可预测的。光伏电站在阴天也能够发电,因此其出力不会少于20%的额定容量,这为预测准确性提供了保障。但目前的气象学还无法精准预测风电场和波浪能电站的出力,这两类电站的出力是极不规则的。

  多少比例的波动性可再生能源能够更高效地利用现有的灵活电源呢?本报告的一个主要发现是,这个很常见的问题没有一个放之四海而皆准的回答。电力系统在设计、运行、用电结构、自然资源、市场和输电网络上有很大的不同。此外,研究分析表明,在技术可行和实际可行之间可能有较大差距。换句话说,有些系统更容易管理大规模可再生能源并网,因此直接比较接纳波动性可再生能源的潜力是不恰当的。

  本报告介绍了如何评估基于目前配置的电力系统接纳波动性可再生能源的潜力。但这些评估并不为波动性可再生能源接入系统的潜力设置技术上限。

  灵活性评估方法:确定电力系统平衡能力

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  波动性可再生能源的不确定性主要源自对现有灵活电源平衡能力理解不足。为了解决这个问题,波动性可再生能源并网项目开发了灵活性评估(FAST)方法。本报告第一部分指导决策者和潜在用户运用灵活性评估方法、按照四个步骤确定波动性可再生能源利用潜力。

  第一步:评估四种灵活资源在平衡时间框架中上下调节的最大技术能力,称作技术灵活资源。

  第二步:分析电力系统的某些属性可能制约技术资源的可用性,称作可用灵活资源。

  第三步:计算电力系统最大灵活性要求,包括需求的波动性和波动性可再生能源出力(净负荷)的要求。

  第四步:基于灵活性要求和可用灵活电源,确定目前波动性可再生能源潜在利用比例(PVP)。

  波动性可再生能源并网案例研究表明,现有的技术灵活电源(TR)在所有评估领域都已经存在。运用灵活性评估方法分析8个不同案例,8个领域都具有平衡大规模波动可再生能源并网的技术能力。日本波动性可再生能源潜在利用比例最低,为19%,丹麦最高,为63%,其他包括英伦三岛(英国和爱尔兰)为31%,伊比利亚半岛(西班牙和葡萄牙)为27%,墨西哥为29%,北欧电力市场(丹麦、芬兰、挪威和瑞典)为48%,美国西部互联为45%,以及加拿大东部地区新不伦瑞克电网运营商(NBSO)为37%。

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  首先,由于数据的限制,没有量化波动性可再生能源出力(净负荷)与波动性需求之间的互补性。其次,出于同样原因,分析没有完全考虑在地理上的和波动性可再生能源技术传播上的平滑效果。第三,没有探讨波动性可再生能源电厂降低出力的情况。这三方面都有可能夸大被评估地区的灵活性需求,从而减少了波动性可再生能源潜在利用比例。

  此外,研究只考虑接入输电网的波动性可再生能源电厂,未考虑分布式波动性可再生能源电厂(如建筑一体化光伏)。研究还假定每一种案例下的波动性可再生能源结构不一定反映现行政策目标。这些不同的波动性可再生能源结构反映了区域资源,体现了波动可再生能源技术之间的差异。

  用于平衡系统的灵活资源的可用性受限于电力系统属性

  本研究分析了电力系统的一些限制灵活资源参与电力平衡的可用性的特点。在某些案例中,这将减少波动性可再生能源潜在利用比例。次优的电网坚强度和市场设计是最重要的影响因素(电网运行技术和许多其他具体因素也是影响因素)。报告对这两个最重要的影响因素采用了简单的“交通灯”做法。受限于数据可用性,本研究无法对这些约束条件进行量化分析。运用灵活性评估方法进行更精确的评估,结合大量可用的数据,能够量化这些影响因素。

  部分现有输电网的弱点可能导致需求侧和波动性可再生能源灵活性的暂时不匹配。这些弱点可能存在多种原因,但经常出现在大型电力系统不同平衡区的边界。此外,波动性可再生能源电厂,特别是陆上风电,可能远离负荷中心,风电场所在地风能资源丰富,但电网相对薄弱。研究表明,应当立即对这些薄弱的电网进行改造。电网改造时间可能很长,特别是如果需要新建输电线路,可能遭到来自当地社区的反对。如果对环境的影响可以忽略,,可通过先进电网技术和运行技术来加强电网薄弱部分的输送容量。

  市场规则应进行适当调整,以便充分灵活的电源能够及时作出反应,协助实现系统平衡。电力市场应建立机制,使供应侧和需求侧的灵活资源充分反应。电力交易通常是通过长期双边合同和日常交易相结合的模式。如果市场严重依赖于长期双边合同,将更难平衡波动性和不确定性,因为合同有效地“锁定”(有时提前个月)潜在资源应对动态变化的波动性需求。与此相反,交易时间和运营时间越接近(指电力生产和消费的时间),灵活电源就越能自由地应对波动性需求。

  市场上的经济激励程度将决定实际响应的灵活电源的比例。灵活电源运营商,特别是中等灵活电源或基荷电源运营商,还需要浮动电价之外的额外激励,以全面提高其供应市场的灵活性。虽然联合循环燃气电站(CCGT)在技术上能够向下调节5万千瓦,但在实际中未必会这样做,因为更频繁的启停和调节增加了电站的损耗,额外的维护成本,并可能对收益产生负面影响。同样,如果电站提供的辅助服务的代价超过其获得的补偿,需求侧响应也难以发挥作用。

  目前,一些电力市场为灵活电源提供了激励措施。采用平衡市场机制,例如在北欧和伊比利亚电力市场,更灵活的发电厂如果参与调峰,则可以获得比现货市场更高的价格。电网运营商也可以和电厂签订合同提供(通常是小时内或小时级)备用容量,应对不确定的平衡需求。但是,我们需要新机制鼓励灵活性较差的电源参与满足36小时前预测的灵活性需求。波动性可再生能源并网项目的下一阶段将研究此类机制的具体形式。

  波动性可再生能源电厂出力的准确预测、更加活跃的电力交易和电网运营规划,能够更高效利用灵活电源。波动性可再生能源出力的定期预测是市场确定灵活性需求的重要依据。在“关闸”时(即投标和电力市场关闭时),发电商致力于提供固定量的电力。在此之后,电网运营商来平衡承诺交付的和实际传输的灵活电源,灵活电源作为备用正是这个目的。在许多市场,“关闸”发生在实际传输前一天(可能意味着36小时或更多时间)。然而,如果关闸仅提前1小时,甚至在1小时内,发电商能够根据最新预测更新日前供应。电网运营商应使用最好的预测工具预测波动可再生能源出力,并在系统运行规划中考虑这些预测结果。

  政策制定者应当采取行动消除限制灵活电源波动性的(不必要)障碍。日前波动性可再生能源的监管措施可能限制用于平衡的特定灵活电源的使用。例如,核电站虽然在技术上具有一定的调节能力,但由于历史和体制的原因(以及经济的),不能够实际担任此项任务。常规水电站由于季节限制可能不可用。政策制定者应当评估是否能够改革监管机制,以在不对原有目标产生负面影响的情况下促进平衡。

  在更大电力市场和更强大电网广泛分布的波动性可再生能源对灵活性有更低的要求。波动性可再生能源电厂不在同一刻启停,在一段时间内出力上下变化。尽管如此,极端情况例如风暴确有可能发生,所以有合适的灵活电源来满足极端情况是至关重要的。

  波动性可再生能源电厂在较大范围的分散分布能够增加互补性,其出力比集中分布的电厂更平滑。如果是不同的波动性可再生能源类型(如太阳能和风能),互补性将更强,平滑效果将更明显。更广泛的地理分布也将降低预测的不确定性。这样就增加了基荷电厂的价值,其较慢的调节速度将不再成为辅助服务的障碍。

  通过扩大地理分布和提高灵活电源比例可以平滑平衡区出力。电力系统单个平衡区的独立运营以及邻近电力系统的独立运营不利于优化灵活电源使用。如果邻近地区分别平衡,在一个地区波动可再生能源出力可能增加,而另一个地区则降低。如果在平衡时间框架中进行区域合作,相反或滞后的出力变化将互补,从而平滑波动性可再生能源整体出力。如果合并区域的灵活电源超过需求,波动性可再生能源潜在利用比例将会增加。

  在优化现有灵活电源可用性的情况下,昂贵的新增灵活电源装机是最后才应考虑的手段。系统规划人员首先应确定基于现有灵活电源的波动性可再生能源潜在利用比例。如果这一比例低于波动性可再生能源的发展目标,则必须规划新的灵活电源部署。增加四类灵活资源的具体成本应被仔细评估:增加需求侧响应可能比新增电厂更具成本效益。新建可调度电厂以应对需求增长或替代退役电厂,可能更有助于提供灵活服务。我们需要的是增加灵活电源装机比例,而不是增加装机容量本身。

  主要结论和波动性可再生能源并网项目下一步工作

  波动性可再生能源的平衡挑战不是不可逾越的。事实上,8个案例的评估表明,平衡波动性可再生能源出力的技术潜力超过预期。但是,灵活电源的可用性取决于两个关键因素:一是及时有效的电网建设和智能化投资,二是充分体现辅助服务价值和具有良好预测性的市场机制。

  现有的中等灵活电厂的运营必须保持经济性,否则其可能失去作为灵活电源的贡献。目前,拥有较大波动性可再生能源装机比例的区域(如北欧电力市场),当风电发电量较大时,电力价格较低,因为这种低成本电力代替了(高成本)化石能源电厂。除非给予补偿,否则化石能源电厂将减少收益,因为其以低于规划的时间运行。此外,为应对波动的净负荷增加而对化石能源电厂采取启停,这使得机组损耗加大,经济性降低,并且可能提前退役。市场设计需要反映系统对用于平衡的电厂的持续需求。波动性可再生能源并网项目的下一阶段将设计市场机制,以防止波动性可再生能源比例增加后灵活电源的潜在短缺。

  足够的经济激励必须体现在新增调度电厂的投资上。一个合适的系统在长期(月或年)能够满足峰荷需求,波动性可再生能源并网项目将重点研究电力系统管理电力生产和需求波动的能力。电力系统是否有能力满足高峰需求?波动性可再生能源电厂接入已饱和系统只具有“锦上添花”的作用,然而会减少可调度电厂的收益。保持系统充裕度将是波动性可再生能源并网项目下一阶段的重点。

  近期一些研究表明,在风电比例达到平均负荷需求20%的情况下,风能平衡成本从1美元/兆瓦时至7美元/兆瓦时不等。该项目已经进行了风电并网成本研究。已确定的平衡成本上限来自英国,由于电网和市场限制,该国灵活电源的可用性可能较低。相比之下,假定采用平衡区域整合和优化预测等措施,到2024年,在风电利用比例20%的情况下,美国东部互联电网的中档成本为3.5美元/兆瓦时,如果风电利用比例为30%,则成本为5美元/兆瓦时。

  这些是模拟的成本,未考虑灵活性评估方法评估的所有灵活电源。波动性可再生能源并网项目的下一阶段将研究针对单个电力系统的确定其灵活电源成本曲线的方法论。预计不同电力系统的情况差别较大,因为这将取决于系统设计、运行和资源。下一阶段还将研究调度电厂储能设施、互联电网和需求侧灵活电源的相对成本。

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