德国的气候目标是到2030年将温室气体排放量减少55％，并到2050年达到气候中性（与1990年的水平相比）。1990年，可再生能源仅占电力消费的3％，但到2019年上半年，这一比例已上升至44％。到2030年，可再生能源将占总电力消费的65％。可再生能源的比例不断提高给德国的电力系统提出了新的挑战。如今，德国大约75％的可再生发电来自风能和太阳能光伏，即波动的间歇性电源。因此，电力系统的灵活性对消纳比例不断提高的波动性可再生能源电力起着重要作用。当政策制定者向电网规划人员询问电力系统可以消纳多少风能和太阳能，且保持可靠运行的时候，灵活性的概念就会出现了。灵活性对于电力系统而言非常重要，因为电力负荷和发电量需要始终保持平衡。天气变化会导致可再生能源电力出现很大的波动，因此灵活的（通常是常规的）发电机组需要对此进行补偿。在这种情况下，灵活性通常被视为电厂灵活运行的技术能力，并通过诸如爬坡和减少出力时间，最小负荷或启动时间等参数来体现。尽管电厂灵活性对于实际实现波动性可再生能源并网很重要，但德国案例表明，系统灵活性（即灵活的市场规则和系统边界）至少起着同等重要的作用。实际上，由于燃气电厂在电力系统中所占比例很高，因此系统的物理灵活性在德国从来就不算一个很大的挑战。此外，德国系统运营商降低对物理灵活性的需求相对容易：虽然单个风电厂的出力在短时间内会发生很大变化，但由于较大区域内天气的均质化，一系列风电场的出力就要平滑得多。德国的系统运营商（实际上）扩大了系统规模，因此仅降低了可再生能源在整个系统中的波动，并降低了对灵活性的需求。另外，建立正确的市场规则以确保电力系统中负荷与发电的灵活运行也非常重要。电厂灵活性意味着可以灵活地安排发电计划和实现对电厂的灵活调度，包括在最后一刻对发电计划进行更改。电厂运行中的每项更改都必须与需要交换数据的系统运营商进行协调。为了确保所有数据交换都满足电力市场需求，建立快速、可靠的程序非常重要，这需要德国系统运营商付出巨大努力。20世纪90年代后期，当德国开始放开电力市场时，既定的市场规则无法实现电厂运营的灵活性。更重要的是，发电计划在日前市场上一旦提交，就无法更改。市场和发电计划设定规则逐步提高更大的灵活性。如今，发电企业直到最后一刻都可以更改发电计划。这些市场改革已被证明是德国电力系统灵活性的基础。直到今天，德国都没有通过直接的补贴激励措施提升电厂的灵活性或建设更多灵活的电厂。市场规则本身既是电厂灵活性的刺激因素也是促成因素。图1描绘了系统灵活性的主要推动因素：1）灵活的电厂机组，2）灵活的市场规则和3）流动性充足的备用市场。所有这些的基础都是通过系统运营商的密切合作而扩大系统规模的的措施。这大大降低了对灵活性的需求。本研究将围绕上述三个因素展开。第1章介绍了具有高比例可再生能源的电力系统在运行过程中所面临的挑战，并介绍了德国调节电网平衡的基本原则。此外，本文还介绍了德国建设和运行灵活性电厂和燃气电厂的（间接）激励因素。由于所有的平衡都是以市场机制作为基础，因此了解电力市场的运作模式十分重要。因此，第2章总体介绍了针对计划平衡的市场如何运作，展示了预测、规划、能量交易以及电厂调度的过程。过去一些年，这些过程自动化程度越来越高。借助电厂机组的技术灵活性，最后一刻更改计划已成为可能。电力交易所在整个交易过程中发挥了主要作用。由于电力交易所扮演的角色是向所有市场参与者开放的中心交易平台，交易流程也因此得以简化。第3章描述了备用被用于突发事件，如电厂供电中断或预报错误等无法通过上述电力市场进行平衡的事件。在这些情况下，需要启动十分灵活的电源，以平衡系统。因此，系统运营商将服务外包给在得到提示的情况下能够迅速响应需求的电厂。特别是市场规则允许小型发电机组参与，大大提高了这一领域的流动性，许多市场参与者可以向系统运营商提供他们灵活的发电容量。相邻系统运营商之间的密切合作可以降低他们自身的备用需求，因此进一步提高了这一领域的流动性。最后，第4章描述了德国电力系统中灵活电源模型的示例，如燃气电厂、电池和抽水蓄能等。
重点1：实现灵活性的决定性因素
图2：德国一周内的负荷和发电量示例，总发电量和负荷之差由电力进口或出口进行补充
重点2：利用波动性可再生能源的灵活性
重点3：电网控制合作
重点4：自平衡和自调度
重点5：德国的电力系统
图3：优先顺序
常规电源通常按照需求进行调度，而可再生能源电厂通常可以售出所有的发电量。由于边际成本3较低，可再生能源提供能量的价格接近于零，是调度优先顺序4上最便宜的能源。因此，可再生电量总是可以出售。图3显示了左侧边际价格最低的不同电厂类型的调度优先顺序。当可再生能源（绿色）发电量增加时，会导致所有其他发电商向右移动，从而导致电力组合价格降低。因此，即使常规电源的调度也极大地受到波动性可再生能源的影响，并且需要尽可能准确地预测可再生能源出力以确保电力系统始终保持平衡。
注释3：“边际成本”或“边际价格”是指电厂在不产生折旧或固定成本的情况下发电的额外成本。因此主要是燃料成本和维护成本。由于可变电源没有燃料成本且维护成本非常低，因此边际价格接近于零。
注释4：调度优先顺序按从低到高的顺序显示了市场上所有电厂的边际成本。市场总是首先选择成本最低的电厂。已接受的最高出价作为整个电力库的价格。调度优先顺序是德国能源市场的基本原则。
假设前一天，某一风电场将在下午2:00到3:00之间生产80兆瓦时的电量。电厂运营商（此处称为A）在日前市场上向负荷（名为B）出售80兆瓦时，并且两者都向输电运营商发送相应的发电计划。在第二天（交割日）上午8点，新的预测显示下午2:00至3:00之间发电量为95兆瓦时。因此，电厂运营商（A）在日内市场向燃气电厂运营商（C）再出售15兆瓦时。之后，A和C将更新后的发电计划发送给输电系统运营商。下午1点，一项新的预测预计A仅能生产90兆瓦时，因此A从另一个电厂（D）购买5兆瓦时，A和D再次向系统运行商发送发电计划。下一页的表格显示了所有四个市场参与者的虚拟发电计划。市场参与者X代表任何其他交易方。发电计划中还列出了发电量和用电量，因为发电计划本身需要进行平衡。由于日前市场和日内市场的存在，市场参与者几乎可以完全通过电力市场平衡其发用电计划。只有无法预料的负荷偏差、可变电源预测误差或发电损失（例如电厂停电）无法使用这些工具来平衡。在这种情况下，输电系统运营商将使用备用来进行平衡（详见第3章）。系统运营商向参与者收取的备用服务的价格远高于日前市场或日内市场的价格。这样，参与者就有动力提高自平衡的准确度。但是，难点在于找到交易伙伴。特别是最后一分钟的交易。因此，电力交易所可以解决此问题。图4：欧洲备用的使用（来源：AndreasWalczuch,AmprionGmbH）
在德国使用的三种不同类型的备用的主要区别在于爬坡时间或启用时间。图4显示了电厂发生故障时如何使用备用。红线表示开始时频率下降，该频率下降会自动启用一次控制备用（最快的备用类型），从而稳定频率。此后，二次控制备用很快启动（自动启用），使频率恢复到正常值（50赫兹）。然后，启用三次控制备用，以释放二次控制备用的一部分，为可能发生的下一个事件做好准备。三次备用是三种备用中最慢的一种，由控制室人员手动启用。请注意，该图仅显示了原理。实际发生事件的图形在细节上看起来会有所不同。
图7：10月7日和8日的燃气电厂和褐煤电厂现货市场价格交易（示意图）[1] P. &. a. Osterwalder, “Business Model Generation: A Handbook for Visionaries, GameChangers, and Challengers,” 2010.[2] dena, “Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiterenHandlungsbedarfs der dena-Plattform Systemdienstleistungen.,” Berlin, 2015.• Cochran, J. et al. (2012). Integrating Variable Renewable Energy in Electric Power Markets: Best Practices from International Experience. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. NREL/TP-6A00-53732. www.nrel.gov/docs/fy12osti/53732.pdf.• Holttinen, H. et al. (2013). “The Flexibility Workout: Managing Variable Resources and Assessing the Need for Power System Modification.” IEEE Power & Energy. 11(6):53-62.• Holttinen, H. et al. (2013). Design and Operation of Power Systems with Large Amounts of Wind Power. Final summary report, IEA WIND Task 25, Phase two 2009–2011. VTT Technology. www.ieawind.org/task_25/PDF/T75.pdf.• IEA. (2014). “The Power of Transformation: Wind, Sun and the Economics of Flexible Power Systems.” Paris: OECD, IEA.• Miller, M. et al. (2013). RES-E-NEXT: Next Generation of RES-E Policy Instruments. International Energy Agency’s Implementing Agreement on Renewable Energy Technology Deployment (IEA-RETD). iea-retd.org/wp-content/uploads/2013/07/RES-E-NEXT_IEA-RETD_2013.pdf.• Milligan, M. et al. (2012). Markets to Facilitate Wind and Solar Energy Integration in the Bulk Power Supply: An IEA Task 25 Collaboration. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. NREL/CP-5500-56212. www.nrel.gov/docs/fy12osti/56212.pdf.• Schwartz, L., ed. (2012). Meeting Renewable Energy Targets in the West at Least Cost: The Integration Challenge. Western Governors’ Association. www.uwig.org/variable2012.pdf.2020年8月，受德国联邦经济和能源部(BMWi)支持，由国家发展改革委能源研究所牵头德国国际合作机构(GIZ)以及华北电力大学组成的中德能源转型项目在京发布了《京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究》报告。该报告对比分析了京津冀与德国的电力系统灵活性资源，并进一步提出了京津冀电力系统灵活性提升的潜力和建议。后台回复 giz910，下载两个GIZ报告pdf版本《转型中的电力系统——电力安全面临的挑战和机遇》旗舰报告报告全文下载，请关注“风能专委会CWEA”公众号，Energy Technology Perspectives 2020Special Report on Clean Energy InnovationAccelerating technology progress for a sustainable future关注“风能专委会CWEA”公众号，回复“RC2019”，《中国风电产业地图2019》
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