中國儲能網(wǎng)訊：岑劍峰 廣西電網(wǎng)公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心
2021年，全球風電、光伏發(fā)電量首次超過全球總發(fā)電量的十分之一（達到10.3%），其中已有50個國家實現(xiàn)風電、光伏發(fā)電量占比超10%，而丹麥風電、光伏發(fā)電量占比超50%[1]，在風電、光伏高比例消納方面處于世界領先地位。在“雙碳”目標的引領下，我國風電、光伏等新能源發(fā)展成效顯著，裝機規(guī)模穩(wěn)居全球首位，發(fā)電量占比穩(wěn)步提升，丹麥新能源消納的實踐與經(jīng)驗對我國應對高比例新能源的接入具有研究價值與啟示。
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丹麥地理位置與資源稟賦
丹麥位于歐洲北部，南同德國接壤，西瀕北海，北與挪威、瑞典隔海相望（如圖1所示），屬溫帶海洋性氣候（春、冬季平均氣溫為0℃左右，夏、秋最高氣溫不超12℃）。由本土日德蘭半島、菲英島和西蘭島等附近400多個島嶼組成，面積約4.3萬平方公里，人口約590萬。
丹麥的化石能源較為貧乏，除天然氣和石油外，所需煤炭全部依靠進口，而丹麥在全球范圍內(nèi)屬于風力資源較豐富地區(qū)[2]，風能資源分布特點為由東向西逐漸增強，陸上和海上50m高度的年平均風速分別為6.5m/s、8.5—9m/s，風能密度處于300—400W/m2。
立足于“缺煤、少油、少氣、富風”的資源稟賦，丹麥大力發(fā)展風電，形成了以風電為引領的能源轉(zhuǎn)型路徑。2011年，丹麥發(fā)布了《能源戰(zhàn)略2050》，正式提出到2050年之前建成一個不含核能、完全擺脫對化石能源依賴的能源系統(tǒng)。
圖1丹麥地理位置
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丹麥電力系統(tǒng)基本情況
（1）電源情況
丹麥電源結構以風電、光伏為主，風光發(fā)電裝機容量與發(fā)電量占比均超50%（如圖2所示）。
在裝機容量方面，2021年，丹麥電力系統(tǒng)電源總裝機容量1618萬千瓦[3]，風電、光伏的裝機容量為855萬千瓦（其中風電701萬千瓦、光伏154萬千瓦），占比達52.86%，支撐了丹麥電力系統(tǒng)的半壁江山。其余電源按裝機容量由高到低分別為化石能源、生物質(zhì)能以及水電，占比分別為36.10%、10.99%和0.04%。
在發(fā)電量方面，丹麥2021年全年總發(fā)電量為334億千瓦時[4]，風電、光伏的發(fā)電量為173.2億千瓦時（其中風電159.8億千瓦時、光伏13.4億千瓦時），占總發(fā)電量的51.85%，其他電源發(fā)電量占比分別為化石能源24.91%、生物質(zhì)能23.17%以及水電0.06%。
從裝機容量與發(fā)電量兩個維度來看，風電、光伏已成為丹麥電力系統(tǒng)中的主力電源。
（2）電網(wǎng)情況
因其特殊的地理條件，丹麥電網(wǎng)分為西部電網(wǎng)和東部電網(wǎng)兩部分，并通過大貝爾特輸電網(wǎng)實現(xiàn)直流連接。西部電網(wǎng)覆蓋范圍主要包括日德蘭半島和英菲島，與德國交流連接，是歐洲大陸同步電網(wǎng)[5]的一部分。與瑞典、挪威及荷蘭直流連接，西部電網(wǎng)的聯(lián)網(wǎng)線路容量為564萬千瓦；東部電網(wǎng)覆蓋范圍為西蘭島，與瑞典交流連接，形成北歐同步電網(wǎng)[6]，與德國直流連接，東部電網(wǎng)的聯(lián)網(wǎng)線路容量為230萬千瓦。
丹麥電網(wǎng)對外聯(lián)網(wǎng)能力強，與周圍國家（瑞典、挪威、荷蘭及德國）均有聯(lián)網(wǎng)線路，聯(lián)網(wǎng)線路總容量為794萬千瓦，與風電、光伏總裝機容量855萬千瓦基本相當，具備了較強的大范圍配置電力的能力。
（3）負荷情況
丹麥全年用電量約380億千瓦時，全社會用電負荷約為250萬—650萬千瓦，年負荷率約為0.67。丹麥全年用電負荷呈現(xiàn)冬季高峰、夏季低谷的特性，用電高峰為每年10月至次年3月，平均負荷約420萬千瓦；用電低谷則出現(xiàn)在每年的6月至8月，平均負荷約為350萬千瓦。受丹麥地處西風帶的客觀因素影響，丹麥風電出力特性為冬季出力較大、夏季出力較小，與用電負荷特性相吻合。
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丹麥風電、光伏消納經(jīng)驗
（1）熱電廠靈活性改造為系統(tǒng)提供調(diào)峰能力。
丹麥為滿足全年長時間的供熱需求，火電機組基本上為熱電聯(lián)產(chǎn)機組。在風電、光伏發(fā)電量占比逐步提高的過程中，丹麥持續(xù)對熱電廠進行靈活性改造，不斷壓低火電機組的最小出力，提升系統(tǒng)調(diào)峰能力。根據(jù)風電、光伏發(fā)電量占比與熱電廠改造意愿，丹麥熱電廠靈活性改造主要分為兩個階段：
①第一階段：風電、光伏發(fā)電量占比小于20%時，且熱電廠改造意愿受國家監(jiān)管驅(qū)動。熱電廠通過安裝鍋爐水循環(huán)系統(tǒng)、調(diào)整燃燒系統(tǒng)、升級控制系統(tǒng)等技術改造，將火電機組最小發(fā)電出力降低到15%—30%左右。該階段熱電廠通過靈活性改造獲取的收益較小，改造的驅(qū)動力是為滿足國家對電廠具備特定最小穩(wěn)定出力的要求。
②第二階段：風電、光伏發(fā)電量占比為20%—50%時，且熱電廠改造意愿轉(zhuǎn)為電力市場驅(qū)動。該階段風電、光伏發(fā)電比重不斷提高導致了市場電價低于熱電廠邊際成本的時間段出現(xiàn)地更為頻繁，熱電廠必須進一步加大靈活性改造避免造成損失。熱電廠對汽輪機進行技術改造，實現(xiàn)熱電解耦，在保證供熱的同時可削減全部或大部分發(fā)電量。而且在風電過剩時期還通過配置電熱鍋爐和熱泵來充分利用低電價蓄熱。同時，基于電力市場的收益也推動了熱電廠靈活性改造的積極性。
（2）跨國聯(lián)網(wǎng)線路利用穩(wěn)定電源與大電網(wǎng)作支撐。
周圍國家能夠接入到丹麥的總電力容量與丹麥風光裝機容量相當，再加上丹麥的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，保證了極端氣候條件下丹麥國內(nèi)的電力供應穩(wěn)定和電網(wǎng)安全穩(wěn)定。此外，周圍國家不同類型的電源配比與歐洲大陸、北歐同步電網(wǎng)的負荷情況為丹麥風電與光伏的消納提供了支撐和保障作用。
①發(fā)電類型互補。丹麥北部的挪威90%以上的發(fā)電量來自于水電、瑞典以水電和核電為主；丹麥南部的歐洲大陸德國火電貢獻超一半的電量、法國約70%的發(fā)電量來自于核電。周圍國家水電、火電以及核電這類相對穩(wěn)定可控的電源與丹麥不穩(wěn)定的風電與光伏發(fā)電形成了互補，為丹麥電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行提供了保障。
②大電網(wǎng)作支撐。丹麥接入的歐洲大陸和北歐同步電網(wǎng)支撐了丹麥電網(wǎng)的安全運行，兩個大電網(wǎng)的負荷需求支撐了丹麥風電與光伏的消納。歐洲大陸同步電網(wǎng)總用電量為25892億千瓦時，北歐同步電網(wǎng)為4145億千瓦時，而丹麥為387億千瓦時，即丹麥用電量占北歐同步電網(wǎng)9.3%，僅為歐洲大陸同步電網(wǎng)的1.5%，占比相對較小。
（3）跨國電力市場推動各方自發(fā)提供系統(tǒng)靈活性。
丹麥參與歐洲跨國電力市場交易，既由實時電價反映了電力的時間價值，又通過價格信號引導發(fā)電、輸配電及用電三方自發(fā)選擇最低單位成本來解決電力系統(tǒng)靈活性問題。
①由固定電價向?qū)崟r電價轉(zhuǎn)變，反映電力時間價值。在電源側，所有類型電源均參與現(xiàn)貨市場交易，由三段式固定電價（將一天分為低負荷、高負荷和峰值負荷三個固定時段定價）轉(zhuǎn)變?yōu)榉从趁啃r發(fā)電邊際成本的實時電價；在電網(wǎng)側，聯(lián)網(wǎng)輸送電量由國家間簽訂長期合同的方式轉(zhuǎn)由通過現(xiàn)貨市場交易決定；在負荷側，包括居民用戶在內(nèi)的所有用戶都已實現(xiàn)與現(xiàn)貨市場價格掛鉤的實時電價結算。
②引入“負電價”機制，緩解系統(tǒng)靈活性不足的壓力。通常在風電和熱電機組的發(fā)電量供應過剩時，市場出現(xiàn)負電價，且負電價最低可達每千瓦時-3.5元?！柏撾妰r”的出現(xiàn)一方面促使風電場降低出力以減少經(jīng)濟損失；另一方面進一步推動熱電廠加大對靈活性改造的投資，甚至通過配置電熱鍋爐等蓄熱裝置在“負電價”期間成為凈消費者以獲取收益。
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對我國新型電力系統(tǒng)建設的啟示
從全球范圍來看，丹麥是綠色能源轉(zhuǎn)型的先行國度，據(jù)丹麥能源署估計，到2028年，丹麥新能源發(fā)電量將超過其全社會用電量。截至2021年，我國風電與光伏發(fā)電裝機容量雙雙突破3億千瓦大關，發(fā)電量占全社會用電量的11%左右，新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)建設仍任重而道遠。丹麥獨具特色的能源轉(zhuǎn)型經(jīng)驗對我國有諸多借鑒之處。
（1）加大火電靈活性改造，全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
在我國的發(fā)電裝機構成中，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比不足6%，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足。相較而言，歐美等國靈活電源比重較高，美國、西班牙及德國占比分別為49%、34%與18%。
對比各類靈活調(diào)節(jié)電源，抽水蓄能電站受站址資源與建設周期的限制；氣電受氣源、氣價等約束而發(fā)展規(guī)模有限；現(xiàn)階段儲能電站建設成本高，短期內(nèi)尚不具備大規(guī)模商業(yè)化應用條件。而火電靈活性改造成本優(yōu)勢明顯，改造單位千瓦調(diào)峰容量成本約為500元—1500元，低于抽水蓄能、氣電與儲能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。因此“十四五”期間應切實推動煤電靈活性改造，應改盡改，全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
（2）充分發(fā)揮煤炭“壓艙石”作用，推動煤炭與新能源的優(yōu)化組合。
立足于我國“富煤、少油、少氣”資源稟賦，短時期內(nèi)我國以煤電為主的電源結構將很難改變，而且目前新能源并網(wǎng)的穩(wěn)定性尚不能有效保障、儲能技術尚未取得關鍵突破，打好煤炭和新能源優(yōu)化組合的基礎就顯得非常關鍵。作為“壓艙石”的煤炭仍需保持一定比例，同時大力發(fā)展風電光伏、生物質(zhì)能等，因地制宜開發(fā)水電，安全有序發(fā)展核電。傳統(tǒng)能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上，堅持先立后破，確保穩(wěn)妥有序、安全降碳。
（3）加強跨區(qū)跨省電力互濟，發(fā)揮電網(wǎng)大平臺資源優(yōu)化配置作用
我國幅員遼闊，各地資源稟賦與發(fā)展情況差異較大，能源分布與消費呈逆向分布。建設以輸送清潔能源為主的跨區(qū)跨省輸電通道，增強電網(wǎng)結構，將電能從新能源密集的三北地區(qū)和水電密集的西南地區(qū)向中東部負荷中心傳輸，實現(xiàn)電力遠距離、大規(guī)模傳送將是電網(wǎng)發(fā)展的主要方向和重點任務。同時，互聯(lián)大電網(wǎng)可充分利用不同地區(qū)用電負荷的錯峰效應，開展跨區(qū)跨省電力互濟，減少系統(tǒng)備用，提升發(fā)輸變電設備投資效率和利用率。
（4）加快建設多層次統(tǒng)一電力市場體系，穩(wěn)妥推進新能源參與電力市場交易。
目前，風電、光伏發(fā)電尚未完全參與市場化競爭，基本上采取固定上網(wǎng)電價方式結算，無法反映出電力時間價值。建議加快建設多層次統(tǒng)一電力市場體系，完善適應高比例新能源的市場機制，在保障新能源合理收益的前提下，穩(wěn)妥推進新能源參與電力市場交易。建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同。鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。在現(xiàn)貨市場內(nèi)推動調(diào)峰服務，隨著新能源比例的提高進一步探索引入爬坡等新型輔助服務。
（5）統(tǒng)籌協(xié)調(diào)好新能源與電網(wǎng)的關系，實現(xiàn)高比例新能源友好接入。
新能源占比逐步提升、高度電力電子化的新型電力系統(tǒng)將呈現(xiàn)低轉(zhuǎn)動慣量、寬頻域振蕩、源荷雙側波動等新的動態(tài)特性。一方面，新能源并網(wǎng)應按照相關技術標準要求，具備主動支撐控制能力，接近或高于同步電源的控制特性，為系統(tǒng)電壓、頻率穩(wěn)定提供必要支撐。另一方面，運用數(shù)字化技術對電網(wǎng)形態(tài)進行挖潛、改造、升級，實現(xiàn)電網(wǎng)“可觀、可測、可控、可調(diào)”，提升新能源消納能力及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行能力，構建新能源友好接入的新型電力系統(tǒng)。
注釋
[1]數(shù)據(jù)來源：英國獨立氣候智庫Ember發(fā)布的《2022年全球電力行業(yè)回顧》。
[2]丹麥風能密度處于300～400W/m2，據(jù)國標《風電場風能資源評估方法》（GB/T 18710-2002），風功率密度在250W/m2以上的評價等級為“很好”。
[3]數(shù)據(jù)來源：國際可再生能源署（IRENA）發(fā)布的《2022年全球可再生能源裝機容量統(tǒng)計年鑒》。
[4]數(shù)據(jù)來源：英國獨立氣候智庫Ember發(fā)布的《2022年全球電力行業(yè)回顧》。
[5]歐洲互聯(lián)電網(wǎng)主要包括歐洲大陸、北歐、波羅的海、英國、愛爾蘭五個同步電網(wǎng)區(qū)域。
[6]北歐同步電網(wǎng)包含除冰島外的四個北歐國家，分別為丹麥、挪威、瑞典和芬蘭。
