PLEXOS关于中国电力系统转型路径报告的建模案例
一.报告背景
2017年10月召开的第十九次全国代表大会上提出了“美丽中国”愿景,作为中国未来发展的整体蓝图。“美丽中国”的提出旨在解决中国面临的主要发展挑战:人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。美丽中国的目标主要分为两个阶段:第一阶段以2035年为节点,届时基本实现现代化,即建设更发达的经济体,提高城乡发展平衡和区域发展平衡,创造更美好的环境和生态文明;第二阶段以2050年为节点,届时在经贸、科技、军事、国防、文化和治理等方面全面实现现代化。
随着经济的发展及可再生能源的迅猛发展,电力系统缺乏灵活性,波动性可再生能源大量弃电等问题日益凸显,电力系统的路径转型迫在眉睫。重视能效,采用可再生能源,限制建设新燃煤发电厂,采取措施大幅减少未来煤炭用量,这些举措正在深刻影响其未来的电力系统。
基于此,电规总院2019年7月主导编写了《中国电力系统转型报告》,报告中使用了PLEXOS进行建模分析,通过捕捉中国的发电组合、电力需求、市场规则和跨区域输电网络的合理水平,开展了对中国2035年电力系统的一系列详细情景模拟,根据模型结果高度概括出了中国未来电力系统的不同发展路径。
二.情景建模
本报告的模型分析是基于2018年《世界能源展望》中的两个核心能源系统转型情景:新政策情景(NPS)和可持续发展情景(SDS),并分别在上述两种情景下模拟了中国的电力系统2035年运行状况(IEA,2018a)。模型结果量化中国目前考虑的不同电力系统政策途径在2035年的年度经济和运营效益,并对系统优化和提高系统灵活运行能力的方案进行了评估,包括:1)引入经济调度;2)增强跨区域电力交易;3)实施先进的灵活性技术。
可持续发展情景为研究各种先进电力系统灵活选项的成本与收益提供了理想的背景。所有可持续发展情景下的案例都假设了优化调度、优化的跨区域交易以及2022到2035年间额外的输电系统投资。在此基础上,针对不同灵活性措施进行案例设置,包括:1)需求侧响应(DSR),2)电力储存,3)智能电动车(EV)充电。
将WEO模型2035年的输出结果输入到PLEXOS生产成本模型分析框架中针对电力部门进行研究。在新政策情景以及可持续发展情景中,通过生产成本模型分析的方法研究了不同的案例,对于每种情景设定,不同案例所基于的装机容量以及电力需求都是相同的,但在运行调节能力方面是不同的。这样可以细致分析优化运行以及灵活策略的优势。同时新政策情景以及可持续发展情景也为详细建模提供了不同的背景。具体输入情景包括:
1.NPS-INFLEX基准情景
调度模式:公平调度,向各种不同的发电技术分配固定的发电利用小时数。
区域交易:基于2017年的使用情况。
2.NPS-Dispatch情景
调度模式:经济调度,在小时尺度上,根据发电厂的发电成本去动态地分配发电利用小时数
区域交易:2017年的使用情况
3.NPS-Flow情景
调度模式:公平调度,向各种不同的发电技术分配固定的发电利用小时数。
区域交易:可以自由地优化输电线路的使用,但发电量的分配仍然受到公平调度的限制。
4.NPS-Operations情景
调度模式:经济调度,在小时尺度上,根据发电厂的发电成本去动态地分配发电利用小时数
区域交易:可以自由地优化输电线路的使用。
5.NPS-Full flex情景
调度模式:经济调度,在小时尺度上,根据发电厂的发电成本去动态地分配发电利用小时数
区域交易:可以自由地优化输电线路的使用。
情景1-4,输电能力部分只有预计在2022年之前完成建设的线路是可用的。在NPS-Full flex情景下,会在2022到2035年之间增加输电基础设施建设投资,使总的输电能力从2.3亿千瓦(2022)增长到4.1亿千瓦(2035)。不同情景的设定如下表:
6.SDS-inflex基准情景
无需求侧响应,无电动车智能充电需求,无额外储能。
7.SDS-DSR情景
有需求侧响应,无电动车智能充电需求,无额外储能。
8.SDS-Storage情景
无需求侧响应,无电动车智能充电需求,有额外储能。
9.SDS-EV情景
无需求侧响应,有电动车智能充电需求,无额外储能。
10.SDS-DSR+EV情景
有需求侧响应,有电动车智能充电需求,无额外储能。
11.SDS-Storage+EV情景
有需求侧响应,有电动车智能充电需求,有额外储能。
12.SDS-Full flex情景
*有需求侧响应,有电动车智能充电需求,有额外储能。
需求侧响应:总计3亿千瓦的柔性负荷部署在住宅领域以及服务领域,其中包括房间供暖、房间制冷、生活热水、冷冻设备以及清洁设备。根据其不同的特点,这些负载可以在特定的时间段内进行调节(1小时、5小时或8小时),总的负荷调节能力可以达到峰值负荷的0~200%。根据电力系统约束和灵活负载的使用限制,系统运行中仅使用最大3亿千瓦的一部分。
电力储存:在情景设定中,考虑5000万千瓦的电池储能能力,其地域分布则是基于可再生能源的地理分布来确定。另外情景还考虑额外7000万千瓦的抽水蓄能装机,使得总的抽水蓄能装机容量达到1亿千瓦。SDS-Storage情景中仅应用了电力存储措施。
智能电动汽车充电:由终端用能电气化所带来的额外电力需求,例如电动汽车数量的增加,情景9-12中进行了分析。情景6-12的可持续发展情景案例设置如下表:
PLEXOS生产成本模拟环境用于模拟在各种《世界能源展望》转型情景下中国2035年电力系统的运行情况。生产成本模型将中国分为八个区域,包括供给侧和需求侧要素,以及跨区域输电及其相关约束。
供给侧,从技术特征(例如,爬坡速率,最小稳定水平,最短开机/停机时间)和经济特征(例如,燃料价格,运维成本,碳成本)层面模拟发电商。此外,计划发电量,包括中国重要的热电联产机组,具有特定的运行约束,而水电站包括径流式水电站(有和无日调节容量)、大型水库水电站或抽水蓄能水电站。在水电可用性和各个供暖区域的热电联产强制运行约束层面考虑了季节性。同时,还对2035年中国区域负荷进行了建模,其中包括各种终端用电曲线,便于根据每一种终端用电类型的潜力对需求侧响应进行模拟。还考虑了运行备用(旋转和强制)。模拟的主要结果是各发电厂的系统运行曲线、总体系统成本和排放量。以下各节详细介绍了新政策情景和可持续发展情景。该模型是IEA迄今为止实施的中国电力系统的最详细的模型研究。
三.仿真结果
1.新政策情景及可持续发展情景结果对比
新政策情景
2035年全国总发电量将达到9.835万亿千瓦时。情景中假设了30美元/吨的中等碳价。煤炭价格在63美元/吨到94美元/吨之间,天然气的价格为13美元/MMBtu(反映输送成本)。在新政策情景下,非化石能源发电的装机容量占到总发电装机容量的60%,其中39%为风电或光伏发电。这意味着非化石能源的总发电量达到48%,其中21%为风电或者光电
可持续发展情景
此情景采用多种低碳方案以实现可持续发展的目标,其中包括核能发电、碳捕捉(CCS)等。最重要的是,该情景考虑了更高的可再生能源比例。在可持续发展情景下,2035年全国的总发电量达到8.996万亿千瓦时,比新政策情景低0.8万亿千瓦时。与新政策情景相比,该情景下发展路径实施了更加激进的政策去限制能源需求的增长以及解决环境问题。此外,还考虑了由于终端用能电气化(例如电动汽车的增长)所导致的额外电力需求。该情景下,假设碳价为100美元/吨。煤炭价格在55美元/吨到80美元/吨之间,天然气价格为11.8美元/MMBtu(反映输送成本)。在可持续发展情景下,有74%的发电装机容量为非化石能源发电,其中51%为风能以及太阳能。这意味着非化石能源发电量高达72%,其中35%为风力发电以及太阳能光伏发电。两大情景下的全国总发电装机容量以及年发电量图表如下:
2.新政策情景结果分析
向经济优化的电力系统调度转型并改进区域协调和互联可以大大降低电力系统运行成本并减少波动性可再生能源弃电。事实上,通过结合使用(更高输电容量利用率和额外输电投资改进的调度和跨区域交易,模拟结果显示,这有可能有效消除中国波动性可再生能源的弃电,同时保持极高波动性可再生能源渗透率。尽管经济调度可以大幅减少国家波动性可再生能源,但一些区域的弃电率仍相对较高。不同案例的弃电情况如下图:
考虑的各种政策方案——调度顺序的变化,通过充分利用现有输电容量扩大跨区域交易,以及额外输电投资——不仅影响发电组合和波动性可再生能源弃电率,而且还能带来显著的经济及环境效益
从经济角度来看,从公平调度转向经济调度促使年度电力系统运行成本大幅下降。下图比较了每种情景的主要运行成本,以确定政策措施的贡献。运营成本包括燃料成本、其他运维成本以及碳排放成本。通过将调度规则从公平调度转向经济调度,运行成本减少10%左右,主要原因是煤炭消耗量减少。扩大跨区域交易和额外投资输电线路可通过降低平均煤炭价格进一步降低运行成本,因为燃煤发电转移到可获得更便宜燃料的区域。图中显示的灵活性措施共节省成本约40元/兆瓦时左右,因此,通过采取这些措施,整个电力系统可以节省成本约4000亿人民币。虽然新政策情景中所有案例的碳价假设为30美元/吨CO2,但在经济调度下,该价格并未促使燃气发电的调度优先于燃煤发电。模型显示促使优先调度顺序变化的碳价在70-110美元/tCO2之间。
此外,采取这些政策措施时,二氧化碳排放量和空气污染物大幅减少。二氧化碳排放量总体减少可能高达约7.5亿吨,相当于2017年全球电力行业总排放量的6%,与德国2017年度能源相关二氧化碳排放总量相同。
2.1从公平调度转向经济调度的价值
改变调度顺序促使净运行成本降低约11%(每年3000亿人民币)(图20),这主要是由于波动性可再生能源产生的电力取代了化石燃料产生的电力,致使化石燃料消耗量减少。这种影响抵消了平均燃料价格的上涨,因为西北区域和华北区域有最便宜的燃料可用,因而燃煤发电量大幅下降。总的来说,公平调度规则产生了一个从经济角度来看效率低下的系统。大量廉价波动性可再生能源电力被放弃,以满足传统发电的目标利用小时数。在限制最严格的新政策情景案例中,弃电量达到可用波动性可再生能源发电量的30%。取而代之的是更昂贵的化石燃料(根据分配的发电时间发电)产生的电力。依据经济竞争力改变调度顺序,电力系统能够显著降低系统成本,使更多波动性可再生能源电力并网,同时减少化石燃料发电。
详细的小时模拟证实了转向经济调度的重要性。即使在可用输电容量利用率持续较低和2022年后未新建输电线路的情况下,全国弃电率也降至5%。但是,这个数字仍远高于公认具有经济效益的国际基准。转向经济调度对化石燃料发电商产生了重大影响,利用小时数减少,特别是在波动性可再生能源较高的区域,尤其是西北区域和华北区域(图22)。低利用小时数表明容量可能过剩,如果没有适当的经济机制,可能会导致大量发电容量退出市场。未来需要密切关注这个问题,并可能需要专门的政策干预,以确保有序过渡。
增加波动性可再生能源渗透率也将改变化石燃料发电厂和可调度水电站的运行模式,因为这有助于平衡波动性较强的净负荷。在爬坡速率非常高的期间,尤其可以观察到这种情况(图23,右图)。
2.2实现跨区域交易的价值
增加跨区输电的价值在几个不同的案例中进行了探讨,并有不同的侧重点。
首先分析“NPS-Flow”案例,探讨在公平调度的情况下增加跨区电力交易的价值。这样可以评估改善跨区交易与改进调度规则的相对重要性。
其次分析“NPS-Operations”案例,结合改进的跨区交易和调度,以调查两种选择之间的权衡和协同作用。
最后分析“NPS-Full flex”案例,关注已经优化运行的系统中的额外电网投资。
NPS-Flow案例导致电力系统运行成本降低9%(每年约2400亿人民币)。与NPSDispatch案例相比,收益略低,收益来源略有不同。
首先,提高输电容量利用率可降低平均燃料成本,因为煤炭价格较低的发电厂可以出口电力。在煤炭价格低的地区,如华北和西北地区,燃煤发电量增加并出口到其他地区(图24)。由于这些地区煤炭发电的边际成本较低,华中、华东和山东的煤炭发电开始被取代。尽管西北和华北的煤电厂效率相对于其他地区普遍较低,但这被煤炭价格的巨大差异所抵消。(华北地区约360元/吨,西北地区约380元/吨,华中地区约580元/吨,华东地区约550元/吨)。与此同时,波动性可再生能源的弃电率大幅降低至5%,但仍高于“NPS-Dispatch”案例。这主要是由于波动性可再生能源丰富地区的输出容量饱和,尤其是西北地区以及该地区传统发电机组固定的利用小时数。
“NPS-Operation”案例则将优化的调度与改善的输电容量利用率相结合。该案例的总运行成本降低了13%(每年3600亿人民币),弃电率降低至3%。这表明,两种措施相结合可带来额外收益,但这种组合带来的收益(每年3600亿人民币)仍然低于单个措施收益相加(改善调度每年3600亿人民币,改善跨区交易每年2400亿人民币)。这两项措施仍不足以彻底避免弃电,全国范围内弃电率为3%。最后一个案例“NPS-Full flex”考虑了新的输电容量投资,使总输电容量从2.3亿千瓦(2022)增加到4.1亿千瓦(2035)。在这种情况下,运行成本降低了15%(每年约4000亿人民币),波动性可再生能源的弃电率降至0%,比NPS-Operations案例每年多节省400亿人民币——这部分输电线路投资的收益远远高于每年约150亿人民币的输电投资成本。
完全开发区域交易潜力会产生许多影响,单就波动性可再生能源并网来看,这些影响与其并无太大关联(图25)。最值得注意的是,中国的煤炭价格存在差异,这与运输成本以及国内和进口煤炭的价格差异有关。随着消除充分利用输电容量的障碍,不同区域的能源交易方式也发生了变化。
首先通过现有输电网络实现跨区域交易,更多的电力从水电丰富的西南区域流向华中区域,而且,从波动性可再生能源丰富的西北区域流向华中区域和华东区域的电力也增加。从西北区域和华北区域输出到山东省(山东区域)的电力大幅增加。跨区域输入山东的低价电力将有助于实现山东经济结构调整、新旧动能转换的目标。
随着输电利用率提高,对输电网络的投资促进跨区域电力交易进一步发展,其主要特征是西北区域输出的电力增加了两倍以上,华中区域和华东区域输入的电力增加。西北区域输出电力证明了低成本波动性可再生能源在该区域的竞争力——这可能有利于发展该区域的地方经济。
2.3重点关注波动性可再生能源丰富的地区
经济调度的实施大大降低了国家层面波动性可再生能源弃电。然而,考虑到中国的规模,还需要关注区域层面的弃电情况,因为一些具有大量波动性可再生能源装机的地区可能由于输电容量受限而弃电率较高。
模型显示有两个重点地区(见表9):华北地区和西北地区。在实施公平调度时,这两个地区的弃电率约为50-60%,可见这种行政调度规则的灵活性不足(华北地区的风电装机约为1亿千瓦,太阳能光伏发电装机为1亿千瓦,而西北地区约为2亿千瓦风电和2亿千瓦太阳能光伏发电)。在转向经济调度后,华北地区的弃电率从46%急剧下降至3%,西北地区的弃电率从55%下降至10%。波动性可再生能源弃电的显著下降是由于华北地区和西北地区中的大量煤炭发电装机在公平调度规则下的“NPS-Inflex”案例中接受发电量分配。从公平调度到经济调度,由于大量可用的低成本波动性可再生能源发电,华北地区和西北地区的煤炭发电量减少了50%以上。
事实上,由于巨大的资源储量,西北地区拥有中国三分之一的太阳能和风能容量,因此发电能力远远超过当地需求。因此,需要进一步提高灵活性,以成功消纳该地区的大量风能和太阳能。可以增强跨区交易,使西北地区的发电量可以用于更多满足其他地区的负荷,从而有助于消纳其大量产生的波动性可再生能源。目前中国的跨区电力交易主要是行政性的,只使用有限的输电容量。通过充分利用现有的跨区输电容量,跨区交易得以扩大。电力出口在很大程度上消除了西北地区的发电盈余,导致波动性可再生能源弃电下降了4个百分点(图26)。对跨区输电的额外投资可进一步使西北地区的弃电率降至1%以下。在低波动性可再生能源输出期间,系统仍然可以通过跨区交易和输电容量的灵活性可靠地运行。
3.可持续发展情景结果分析
可持续发展情景下2035年中国电力系统装机结构与新政策情景相比差别很大。可持续发展情景中应用了多种低碳技术来实现这些目标,包括核电和碳捕集与封存(CCS),而最为重要的是,该情景下波动性可再生能源占比更高。可持续发展情景相比于新政策情景波动性可再生能源份额要高得多。由于可持续发展情景情景中电力系统灵活性至关重要,下文的灵敏度分析重点探讨了不同的先进灵活性措施对系统灵活性的贡献。
如前文所述,通过可持续发展情景建模分析了三组不同的灵活性选项:电动车的智能充电、先进的需求侧响应项目和储能部署。为了衡量这些灵活性措施的价值,本报告模型研究中首先建立了一个没有这些措施的“不灵活SDS案例”(“SDS-Inflex”)作为比较的基准——这样便于对每种灵活性措施的成本、收益以及对系统的影响进行评估。
值得注意的是,由于假设已经实施了新政策情景中探索的所有灵活性选项——经济调度、改善的跨区域输电和对输电基础设施的额外投资——可持续发展情景案例中的电力系统建模关注更先进的灵活性措施,使电力系统转型更加充分。简而言之,考虑以下先进电力系统灵活性选项:2035年,3亿千瓦的住宅、商业、农业和工业部门的需求侧响应,其中包括空间供暖和制冷、水加热、冰箱和清洁用电气设备。2035年,中国实现2.2亿辆电动汽车的智能充电,相当于约2.5亿千瓦的峰值充电负荷和8000亿千瓦时的电池储能容量。部署了总共1亿千瓦的抽水蓄能和超过0.5亿千瓦的电池储能。
与SDS-Inflex案例相比,不同灵活性选项每年可节省2%至11%的运行成本(图27)。由于SDS模型中二氧化碳价格100美元/吨,节约二氧化碳排放成本是SDS案例中节约运行成本的重要来源。此外,灵活性选项可降低净负荷峰值,从而能通过降低发电投资需求为系统带来额外收益。灵活性措施还可以将年度电力行业二氧化碳排放量降低4%至14%来提供环境效益(图29)。在部署储能的案例下,灵活性选项本身也需要大量的投资。为了评估灵活性措施的综合成本和收益,本研究将资本支出(CAPEX)转换为年度支出,以便将前期投资的影响纳入分析,从而能够比较整个电力系统灵活性选项的成本和收益。在所有案例中,尽管不同灵活性选项的成本收益比差异很大,但收益全部高于成本(图28)。
3.1没有先进灵活性选项的电力系统:SDS-Inflex
SDS-Inflex案例描述了一个基本不存在任何先进灵活性选项(需求侧响应、储能、电动车智能充电)的低碳电力系统。SDS-Inflex只考虑了现有或正在建设(预计2023年投入)的抽水蓄能。它的主要作用是作为分析基准,来比较不同灵活性选项的影响。
在这个基准案例下,模型结果表明,风能和太阳能光伏发电占总发电量的35%左右,远远高于新政策情景波动性可再生能源的21%渗透率。因此,为了使电力系统经济高效地运行和消纳波动性可再生能源,灵活性显得更加关键。由于灵活性选择有限,SDS-Inflex案例中全国年平均弃电率约为5%,华北、东北和西北的区域弃电率达到3%至15%。包括核能在内的所有技术的发电厂都需要提供大量的运行灵活性(图30)。重要的是,尽管可调度发电厂、改善的系统运行和更充分地跨区互联已经提供了大量运行灵活性,但波动性可再生能源弃电依然难以避免。总之,SDS-Inflex案例证明了2035年中国低碳电力系统的灵活运行能力至关重要。进一步,本案例将作为比较部署各种灵活性措施案例的基础。后文提到的所有节省的成本均相对于该基准。
3.2需求侧响应的系统价值:SDS-DSR
SDS-DSR案例用于评估需求侧响应选项的价值。该案例考虑了2035年共计3亿千瓦的住宅、商业、农业和工业部门的需求侧响应项目,其中包括空间供暖和制冷、水加热、冰箱和清洁设备的使用。智能电动车充电不包括在SDS-DSR案例中。将SDS-DSR案例与SDS-Inflex案例的结果进行比较,有助于了解这些需求响应选项在2035年中国低碳电力系统中的成本、收益和运行效果。SDS-DSR案例中的运行成本降低约3%,相当于每年节省约470亿人民币。这些节省主要是由于灵活性增加了对波动性可再生能源的利用率,从而减少了系统中所需的化石燃料消耗。此外,需求响应导致更加平坦的负荷曲线,提高了低成本资源(包括核电)的利用率,代价是更高成本的峰值发电(图31)。SDS-DSR案例中的二氧化碳排放总量比SDS-Inflex案例低4%。
重要的是,与SDS-Inflex案例相比,模拟的灵活性措施还可以降低7100万千瓦的峰值净负荷,从而转化为可节省的投资成本(减少对低利用率发电基础设施的投资)约每年600亿人民币。合计每年约节省(运行和资本支出)1080亿人民币。电力系统使用这些资源而产生的投资相关成本往往可忽略不计,因为参与的资源(或其综合服务商)通常投资适度的基础设施升级以成为需求响应资源,并根据他们对市场的参与获得补偿(这种补偿已被考虑进运行模型框架内)。还有一些选项可能需要额外的改造投资。
需求侧响应已经被中国政策制定者(NDRC,2017年)认可为关键的系统灵活性措施,这一案例证明了需求响应项目在2035年可能为中国的低碳电力系统带来重大运行价值。为了实现大规模需求响应提供的各种效益,政策制定者可以考虑几种方法。
首先,政策制定者可以考虑进行全社会需求响应潜力研究,以更好地了解机会空间和最佳部署地点。接下来,一旦确定了需求响应的细分市场,就可能需要特定的政府干预来招募特定的大规模负荷资源(例如,铝冶炼厂),包括设计用于改造的财务激励和/或参与要求。一旦针对特定类别的大规模需求响应资源确定了登记成本,就可以将潜力估计和相关成本纳入长期规划活动中,以便为实施决策机构提供具体的部署目标和指导。随着越来越多的竞争被引入电力系统,升级的市场框架规则还允许综合服务商的参与,这些实体能够跨区域、客户类别和设备整合需求响应潜力。通过升级设备制造标准可以进一步支持小规模需求响应综合市场,该标准鼓励或强制要求包含ICT系统,以简化与聚合商和电网运营商的安全通信。
3.3电⼒储存的系统价值:SDS-Storage
在SDS-Storage案例中,还部署了额外的7000万千瓦的抽水蓄能和5000万千瓦的电池储能。从短期操作灵活性的角度来看,这两种储能形式之间的主要区别在于两种技术的效率(抽水蓄能为75%,锂离子电池为81%)和储能本身的容量。假设抽水蓄能资源具有多达10小时的存储空间,而电池储能资源总量的一半具有一小时存储能力,另外一半具有四小时存储能力。通过在可持续发展情景的电力系统中增加储能,可以立即获得运行和经济效益,因为这些资源允许泵送/充电负载转移到高波动性可再生能源输出的时段,从而降低运营成本。部署的额外储能资源将每年的运行成本降低约3%,即每年约540亿人民币,相当于储能资产所需的年度投资成本。储能选项进一步减少了4200万千瓦的峰值净负荷,这将导致每年节省投资成本400亿人民币。与SDS-Inflex相比,储能还降低了每个区域的波动性可再生能源弃电(图32)
储能选项主要在非高峰期和峰值净需求期间使用,通过在低负荷期间存储能量并在净负荷高峰期间释放能量,从而导致较低的峰值负荷和较高的最低负荷(图33)。在这样做时,储能为系统提供了灵活性,以减少对峰值发电的依赖,同时还降低了燃煤和燃气发电水平——这些燃料和排放的运行成本相对较高。
3.4电动车智能充电的系统价值:SDS-EV
在SDS-EV案例中,2035年为2.2亿辆电动车进行智能充电,相当于约2.5亿千瓦的峰值充电负荷和8000亿千瓦时的电池储能容量。SDS-EV案例与SDS-Inflex案例中电动车的数量,但SDS-Inflex中电动车根据现有的充电模式充电并且不考虑电力系统运行。因此智能充电是SDS-EV案例的重大转变。中国电动车全部参与电网优化智能充电方案能够使2035年的电力系统运行成本降低5%,即SDS-EV案例下每年约1000亿元。电力系统运行成本的节约主要来自于低成本波动性可再生能源的使用增加,替代燃煤电厂,从而大大节省了燃料和碳成本。在这种情况下,最低发电量也升高,这使得发电厂的运行更稳定。这可以通过降低建模中的运行成本来实现。此外,2035年系统的峰值净负荷减少了1.6亿千瓦,约为15%(图34)。高峰负荷的降低减少了对发电容量和电网基础设施的额外投资的需求,并且该措施的相关年度投资相关收益计算为每年约1400亿人民币。
电动车智能充电方案的使用也有助于降低波动性可再生能源渗透率非常高的地区的弃电。在某些地区,弃电水平降至国际基准(图35)。需要强调的是电动车智能充电和输电基础设施之间的重要协同作用。一些具有非常高的波动性可再生能源渗透率的区域(尤其是西北地区)具有相对低的人口,因此电动车密度低。因此,在这些区域中大容量的输电线路有利于将智能充电资源与波动性可再生能源供应相关联,从而提高整体系统灵活性并缓解弃电。系统灵活性增强缓解弃电,特别是在风光资源丰富的地区,将成为中国决策者持续追求的重要目标——这样做有助于维持可再生能源行业的可投资性,确保持续提供融资,并可能减少政府补贴的需要。
关于电力系统运行的变化,模型表明智能充电通常将电动车充电负载转换为与波动性可再生能源发电周期相对应,使电力系统更容易满足运行要求,特别是在电力系统的用电高峰期(图36)。
随着波动性可再生能源渗透率在电力系统中的增加,由于晚间电力负荷的增加和同时太阳能发电量的下降,大幅爬坡的频率和强度增加。对于波动性可再生能源渗透率为35%的SDS案例,建模结果表明智能充电为这些净负荷高增长提供了灵活性。为了评估电动汽车在应对电力系统中更陡爬坡(更高的升负荷速率)的贡献,通过三个步骤进行了详细的分析。首先,在模型结果中确定了不同规模的净负载爬坡的周期。这些被分为五类,取决于所考虑的时间段内爬坡的陡度。其次,评估每种灵活性资源对平衡爬坡的贡献。第三,考虑在爬坡期间在系统上运行并且可能进一步增加或减少其消耗/发电以帮助平衡电力系统的所有灵活资源。结果包括每个资源提供了多大的灵活性以及系统保留了多少灵活性。图37表明智能电动汽车充电措施提供了很大比例的向上爬坡服务,这可能对系统的高效运行产生很大影响,特别是通过减少对峰值容量的需求。
总之,SDS-EV案例表明对于2035年低碳的中国电力系统,动态激励电动车用户根据电力系统运行要求优化其充电模式有巨大的效益。相比之下,充电模式未经优化的未来低碳系统峰值负荷较之SDS-EV案例会增加15%。用传统发电的满足负荷将需要在低利用率、高边际成本峰值容量方面进行大量额外投资(并且可能还有重要的配电网升级,这在本分析中未明确考虑)。重要的是,为了实现车辆充电,首先需要与建设电动车基础设施相关的大量投资成本。然而,这些投资在SDS-Inflex案例中也被考虑,并不一定取决于充电模式——相反,智能充电有助于减少所需的电力系统投资。实现电动车智能充电本身的投资成本相对较低,并且可能在某种程度上最终由电动车所有者和/或电动车充电零售商提供资金,而不是通过纳税人通过电力系统提供资金;关键因素是设备和ICT基础设施的适当标准化。
总之,与实现这种灵活性选项相关的预计增量投资成本相对于潜在节约的运行和投资相关成本而言是较低的,尽管这将是协调如此大规模运输部门整合的体制上的重大努力。为了实现大规模电动车智能充电所带来的各种效益,政策制定者可以考虑几种行动。首先,将电力部门和运输部门规划活动联系起来,可以支持电动车充电基础设施的智能开发和规划,通过增加对充电基础设施的访问,降低配电系统的建设成本,同时支持电动汽车,从而更好地利用电动汽车,同时支持更广泛的波动性可再生能源并网和电力系统转型。接下来,智能电动车充电项目必须提供足够吸引人的方案,促使电动车用户注册智能充电项目并采用智能充电行为。虽然智能充电可通过自动化流程进行管理,但电动汽车充电费率必须在动态成本反射率(即反映电力系统近实时运行的时变成本的定价结构)和简单性之间达到适当的平衡(即,定价结构不会将非复杂零售客户暴露在高变化性、难以理解的电力市场动态之下)。最后,监管系统可能需要允许纳税人资助智能充电基础设施,特别是在早期开发阶段,智能充电基础设施的部署可能对充电零售商或个人客户不具有商业吸引力。
3.5需求响应和电动车组合的价值:SDS-DSR+EV
此情景探索两种资源的串联部署,以研究两种选择之间的协同作用和权衡。模型结果表明,同时利用智能充电和需求响应资源可以节省共2700亿人民币(主要包括采用相关部署减少的运行、投资成本)。每种选项节省的成本简单相加则每年可节省约3500亿人民币,在SDS-DSR案例中节省约1150亿人民币,在SDS-EV案例中节省约2360亿人民币。虽然节省的成本不是完全可加的,但联合部署仍然导致单个选项相加的近80%的收益。这表明两个选项仅部分相互替代,并且部署这两个选项确实带来了额外的好处。利用两种灵活性资源可以将更多负载转移到波动性可再生能源发电富余的时期,从而进一步减少弃电(图38),同时在这些时期内减少和平滑化净负荷。当需求响应和电动车智能充电相结合时,波动性可再生能源削减从SDS-Inflex的5%减少到1.8%。
3.6储能和电动车组合的价值:SDS-Storage+EV
额外的储能部署和电动车智能充电相结合,每年可节省2800亿人民币(主要包括采用相关部署减少的运行、投资成本)。但是,由于存储所需的资本支出,每年净节省2200亿人民币。每个选项分别节约的成本简单相加可达3100亿人民币。这意味着选项组合节约的成本仅达到选项分别相加的70%。值得注意的是,单独的SDS-EV案例每年净节省2760亿人民币,这实际上高于两种选择的组合,因为电动车智能充电不需要额外的专用储能资产支出。这一结果强调了电动车智能充电为电力系统带来的重大机遇。电动车智能充电和储能代表两种不同的解决方案,能够将负载转移到波动性可再生能源发电量较大的时间段,以最大化其利用率并避免弃电。两种选择的结合能够减少作为基荷使用的核电站和火电厂频繁升降负荷。储能和智能充电相结合,可以将SDS-Inflex案例中的波动性可再生能源弃电率从5%降低到合并措施时的1.7%(图39)。
在运行方面,电动车智能充电与储能的结合使储能的使用方式多样化,从而使系统受益。当单独考虑储能技术时,储能的循环模式是将与在晚负荷高峰前过剩的太阳能发电进行存储,并在晚高峰释放(图40)。此外,储能资源在非高峰期和净负荷高峰期间表现出相当一致的每日充放电循环。
SDS-Storage+EV案例中电动车智能充电和储能的双重部署降低了储能技术相对于SDS-Storage案例的整体利用率,电池和抽水蓄能的储能资源循环分别降低了40%和75%。这主要是由于电动车智能充电不涉及效率损失,所以相对于储能技术的利用成本较低。
3.7电动车智能充电、需求侧响应和储能组合的价值:SDS-Full flex
“SDS-Full flex”案例用于了解电动车、需求响应和储能部署的综合运行对于2035年中国的低碳电力系统的价值。被考虑在内的灵活性选项有:3亿千瓦的居民和服务业的需求响应项目(详见“SDS-DSR”案例);对2.2亿辆电动车进行智能充电,代表约2.5亿千瓦的充电峰值和8000亿千瓦时的储能容量(详见“SDS-EV”案例);总计分别为1亿千瓦和5000万千瓦的抽水蓄能和蓄电池储能(详见“SDS-Storage”案例)。这些选项相结合组成了本报告分析的最灵活的的电力系统案例——因此称为“SDS-Full flex”。将“SDS-Full flex”案例与“SDS-Inflex”案例的结果进行比较,对于了解部署此灵活性组合的成本、收益和运行效果具有指导意义。“SDS-Full flex”案例的运行成本比基准案例低约11%,相当于每年节省约2150亿人民币。节省的成本主要来源于电力系统利用低边际成本资源(包括波动性可再生能源和核电)的能力得到广泛增强,而代价是更昂贵的发电资源(图41)。减少排放成本也是节省运行成本的主要来源。“SDS-Full flex”案例中的二氧化碳排放总量比“SDS-Inflex”案例低14%。
峰值负荷降低约2.45亿千瓦,比基准SDS-Inflex案例还降低20%。这种负荷高峰的降低相当于每年节省投资成本(来源于低利用率发电基础设施投资的减少),每年约为2150亿人民币。这意味着每年节省(主要包括采用相关部署减少的运行、投资成本)共计约3800亿人民币。系统灵活性的提高也将可再生能源弃电降低到可以忽略不计的水平(图42)
模型结果表明系统在运行仿真过程中部分额外灵活性资源并为得到应用——负荷高峰期的储能利用率(抽水蓄能和电池)不到总储能容量的一半。调动这种潜在的灵活性将进一步降低对其他资源(如可调度发电厂)灵活性的需求。假设可用储能被充分利用以抵消对发电容量的需求,这就意味着可以节省额外的6000万千瓦容量;与投资相关的收益大约相当于540亿人民币,使“SDS-Full flex”案例每年可节约共计达4300亿人民币。这相当于2017年中国GDP的0.5%。实际上,额外的建模分析证实,“SDS-Full flex”案例可以处理更高比例的波动性可再生能源。在年度发电量中将波动性可再生能源的比例增加到44%是可行的,在全国范围内,弃电水平仅为1.2%。值得注意的是,若在模型假设的基础上增加波动性可再生能源的地理多样性,弃电率可以进一步降低。
四、结论
由以上模型分析结果可以得出,中国从公平调度向经济调度过渡将导致电力系统运行成本显著降低,风能和太阳能消纳能力提高。中国正在进行的引入经济调度的市场改革具有良好的经济意义,并且将产生极大的环境效益。
针对新政策情景的电力系统建模比较了两种不同的系统调度方式。公平调度体系导致2035年发电装机组合的效率低下,如非常高的弃电率(全国风能和太阳能发电共计33%)。在2035年,改善系统的调度每年可节省约11%或3000亿人民币的运行成本。此外,在全国范围内,弃电率降至5%;电力行业的二氧化碳排放量下降了15%(每年6.5亿吨)。这些结果清楚地表明了在系统中引入经济调度的重要性。
更广泛的区域协调和更充分的输电互联将产生可观的经济效益。模型结果表明,中国电力系统区域协调和电力交易具有显著的经济效益。分析中比较了两个案例。一个案例中,区域间输电线路的利用率固定在2017年的水平。另一个案例则是跨区输电完全优化的情况。假设完全优化使用计划在2022年前建成的输电线路,与仅使用经济调度而限制跨区输电的情况相比,总运行成本再降低3%(每年600亿人民币)。在全国范围内,弃电水平从5%进一步下降到3%。这凸显了增加跨区交易的重要性及其带来的巨大效益。若进一步增加输电容量,则能进一步降低540亿人民币的运行成本,并将弃电率降至0%。
在可持续发展情景下,使用先进灵活性选项的案例相比不使用这些选项的案例,具有很高的成本效益。发挥这些选项的最大潜力可以使每年净节省4300亿人民币。这包括运行成本的降低(包括每吨100美元的二氧化碳排放成本),也包括发电厂投资的减少,还考虑进了实施先进灵活性所需的投资。总计节省金额相当于2017年中国GDP的0.5%。
相关新闻:
-
无相关信息
- 中共中央 国务院正式发布《关
2021-10-24
- 南网综合能源增资扩股,智光电气
2019-09-14
- 泛在电力物联网下的综合能源服
2019-09-14
- 国家电网综合能源服务业务发展
2019-09-13
- 能源电力企业联合互联网、通信
2019-06-30