德意志聯邦共和國位于中歐，北鄰丹麥，西部與荷蘭、比利時、盧森堡和法國接壤，南鄰瑞士和奧地利，東部與捷克和波蘭接壤，領土面積 357167 平方公里，人口約8293 萬人。德國是歐洲四大經濟體之一，2018 年國內生產總值（GDP）達到 4.0 萬億美元。早在二十世紀八十年代德國就提出了可再生能源發展戰略，截至 2018 年底，德國發電總裝機容量達到 2.2 億千瓦，可再生能源占比超過 58.4%；德國國內總發電量超過 5956 億千瓦時，可再生能源占比約為 35%，其中風電發電量占比超過 17.2%，太陽能發電量占比為 7.1%，生物質發電量占比為 8.0%。

受生物質發電成本和資源制約，風電和光伏發電是德國可再生能源比重提升的主要依靠力量。但同時，風電和光伏發電比重的大幅提高對于德國電力系統靈活運行也提出了更高要求。以 2019 年 1 月冬季為例，除去可再生能源供給后德國凈負荷的波動性大幅增加。當前德國通過充分挖掘火電機組、跨省區跨境輸電、需求側響應以及儲能等不同途徑的靈活性潛力，利用多級市場，保障了其電力系統安全、可靠運行，控制可再生能源棄電率處于 2~4% 的合理范圍之內。但隨著可再生能源發電量占比突破 30%，德國的棄風率開始呈上升趨勢。

一、電源側靈活性資源情況

在德國火電、核電、抽水蓄能以及生物質發電都被視為是可控電源。截至 2018 年底，德國可調度電源裝機容量達到 1.1 億千瓦，占全國總裝機容量的 50.2%。其中火電機組和抽水蓄能是電源側主要的靈活性來源，抽水蓄能將在后續儲能章節進行介紹。

火電機組資源情況

德國的靈活火電機組主要包括四類：硬煤發電機組、褐煤發電機組、單循環燃氣發電機組（OCGT）以及聯合循環燃氣發電機組（CCGT）。截至 2018 年底，德國火電發電裝機容量超過 8300 萬千瓦，占國內總裝機容量的 37.3%，其中褐煤裝機容量約為2120 萬千瓦，硬煤為 2370 萬千瓦，天然氣約為 2940 萬千瓦；2018 年德國國內火電發電量達到 3173 億千瓦時，占全國總發電量的 49.1%，其中褐煤發電量約為 1455 億千瓦時，硬煤為 832 億千瓦時，天然氣為 834 千瓦時。從機組類型來看，德國煤電以大型發電機組為主，約占 56.7%，其中 68.1% 的燃煤機組為熱電聯產（CHP）機組，將近一半的單機容量在 60 萬千瓦以上，35% 在 30 萬千瓦到 60 萬千瓦之間；燃氣機組以小型發電機組為主，其中燃氣 CHP 占燃氣裝機總量的 59.4%，絕大部分單機容量小于 30 萬千瓦。

火電機組靈活性參數分析

隨著大量風光可再生能源發電并網，德國很多火電廠由于發電利用小時數偏低而面臨倒閉的風險，為此提供電力系統靈活性服務成為火電企業新的盈利點。德國火電企業主要通過降低最小出力、提高爬坡速率、縮短啟動時間以及為 CHP 機組增加儲熱裝置等措施來提升機組的靈活性。四種火電機組中，總體來看 OCGT 靈活性最強，褐煤機組靈活性最差；常規 OCGT 單循環燃氣輪機的平均爬坡率可以達到 8%~12%/ 分鐘，是其他機組的 4~6 倍，而熱啟動和冷啟動時間相比 CCGT 的 3~4 小時和煤電機組的 1~10 小時，OCGT 只需要 5~11 分鐘；硬煤機組最小穩定出力優勢明顯，可以壓至額定容量的

25~40%，其他三種機組最小穩定出力可以降至 40%~60% 之間。

為進一步挖掘電源側的靈活性資源，德國的火電機組也在不斷進行技術創新和靈活性升級，其中褐煤機組優化潛力最大，最先進機組最小穩定出力可以從額定容量的50%~60% 下降到 35%~50%，爬坡率從 1%~2%/ 分鐘提升到 2%~6%/ 分鐘，熱啟動和冷啟動時間可以分別從 4~6 小時、8~10 小時降低至 1.25~4 小時和 5~8 小時。燃氣機組靈活性提升主要體現在最小出力的進一步降低，先進的 OCGT 和 CCGT 機組最小穩定出力已經可以達到與燃煤機組相同的水平，部分 OCGT 機組的最小穩定出力甚至可以達到20%，未來隨著天然氣發電量占比不斷攀升，燃氣機組有望成為德國最重要的電源側靈活性資源。

CHP 機組供暖季靈活性分析

德國的供暖季一般從當年 10 月到次年 4 月，由于冬季 CHP 機組需優先滿足供暖需求，隨著風光占比的大幅提高，德國使用了大型儲熱設備來實現 CHP 機組的熱電解耦，提升火電的靈活性。例如位于德國杜塞爾多夫的 Lausward Fortuna 聯合循環燃氣 CHP電廠，建造了容量為 36000 平方米的世界第一大熱水儲熱罐，實現燃氣輪機從熱啟動到達滿功率運轉僅需 25 分鐘，不僅為電網提供了靈活性保障，同時即使電廠停運也能滿足杜塞爾多夫整個城市多天的供暖需要。

二、 電網側靈活性資源情況

德國雖然可再生能源發電占比不斷提升，但其電力系統中斷時間（SAIDI）卻逐步走低，2018 年德國 SAIDI 僅為 13.91 分鐘。然而，為了維護電網的穩定運行，近年來德國電網的阻塞管理成本大幅提高，2018 年其總成本是 2013 年的 6.7 倍。研究主要關注大電網的靈活互濟，因此本章節將著重介紹德國跨境輸電靈活性的釋放。

跨國電網靈活互濟狀況

德國境內主干電網電壓等級主要為 220 千伏和 380 千伏，全國主干電網線路長度約為 35000 公里，由四個 TSO 企業 Tennet、Amprion、50Hertz 以及 Transnet 分區進行運行和管理。同時德國是歐洲互聯電網 ENTSO-E 的成員國之一，屬于五個同步區域之一的 UCTE；與區域內國家主要通過 380~400 千伏（紅色）和 220 千伏（綠色）的交流輸電線路連接，與其他同步電網則通過高壓直流輸電線路（粉色）連接；目前德國與 9個鄰國開展實時跨國電力交換。

德國作為擁有高可再生能源發電裝機占比的國家，跨境電力傳輸在可再生能源消納方面發揮了重要作用，例如當德國可再生能源發電大發時刻，奧地利和盧森堡會從電力市場中購買大量德國電力，以享受低廉的價格。同時在應對突發事件時，跨境輸電也為德國電力系統穩定運行和安全供給提供了保障，例如 2015 年 3 月 20 日的“日食危機”，9~10 點之間德國從丹麥進口電量增加了 169%，從對瑞典的電力出口轉向電力進口，此外瑞士也為德國額外提供了 42.3 萬千瓦的發電容量支持。

電網靈活性提升舉措

為提升電網靈活性、防止電網阻塞，德國采用 GORE 原則發展電網，即首選電網運行優化，其次電網改造，最后電網擴建。其中電網運行優化包括遠程控制可再生能源電站、建立實時發電數據追蹤系統等；電網改造包括增加輸電線路溫度監測設備、使用移相變壓器等；電網擴建則重點需要考慮成本和公眾接受程度。

三、用戶側靈活性資源情況

德國的用戶側靈活性資源主要來自工業、第三產業和居民，以價格型需求側管理為主。2014 年據德國航空航天中心（DLR）評估，德國“降低負荷”需求響應的資源潛力達到 1380 萬千瓦，約占德國最高負荷的 17%；“提升負荷”需求響應的資源潛力達到3230 萬千瓦，約占最高負荷的 40%。從經濟性角度看，德國工業需求側響應的固定成本在 0.2~8 歐元 / 千瓦之間，可變成本也不高于 0.5 歐元 / 千瓦，僅為發電機組靈活性改造的十分之一。盡管如此，目前可以實際規模化參與靈活性服務的主要是工業領域的鋁企業。

工業負荷靈活性資源

工業用戶主要通過短暫加快或放緩生產活動，或者改變生產時間來提供需求響應。德國能源署（dena）研究表明，德國幾乎所有的工業部門如冶金業、化工、橡膠和塑料工業都能提供不同程度的需求側靈活性服務，其中大型高耗能企業可以獨立參與靈活性服務，而小型用能企業則通過虛擬電廠（VPP）模式集中參與。據德國能源經濟研究中心（FfE）評估，德國擁有 900 萬千瓦的工業負荷可以通過中斷的方式提供 5 分鐘以內的需求側響應，擁有 250 萬千瓦的負荷可以連續提供 1 小時以上的靈活性服務。其中化工、冶金企業相較于其他部門擁有更大的需求響應潛力，例如 Trimet 公司是德國最大的鋁生產和冶煉企業，也是德國最先進的工業用戶靈活性供應商，一秒鐘能夠調節負荷8~60 萬千瓦，可以為電力系統提供一級備用、二級備用以及可中斷負荷服務。

第三產業靈活性資源

據德國航空航天中心 2014 年的評估，德國第三產業“降低負荷”和“提升負荷”需求響應的理論潛力超過 400 萬千瓦，其中近一半的潛力來自于商業通風。德國弗朗霍夫研究所（Fraunhofer ISI）通過對 1000 家服務業企業進行采訪評估，發現酒店、辦公樓、餐廳等建筑物具有巨大的靈活性潛力，可以通過 VPP 參與現貨市場或平衡市場作為二級備用和分鐘備用，但當前缺少有效的激勵機制阻礙了服務業靈活性潛力的釋放。

電動汽車靈活性資源

2018 年德國 EV 數量達到 18 萬輛，累計建設交流充電樁約 7900 個和直流充電樁超過 1400 個，目前已經開始嘗試電動汽車（EV）靈活性資源的利用，V2G 在部分地區已經進入到試點階段。德國 VPP 集成商 Next Kraftwerke 和荷蘭智能充電平臺運營商Jedlix 計劃自 2019 年起，共同開展 EV 電池提供二級備用的試點項目，能為德國電力系統提供正向或負向的調頻服務。

四、儲能靈活性資源情況

德國儲能設施主要包括抽水蓄能、電池儲能、壓縮空氣儲能（CAES）以及電制 X （PtX）。截至 2018 年，德國儲能裝機容量已達到近 790 萬千瓦，主要為電力系統提供快速和短期的靈活性服務，其中抽水蓄能仍然是德國目前裝機容量最大、經濟性最好的儲能設施；隨著技術的發展和成本降低，電池儲能也開始進入到大型商業化應用階段，技術類型和商業模式逐漸多樣化；壓縮空氣儲能具有靈活性高且運行穩定的優勢，但由于建設條件較為苛刻，目前德國僅有一個商業化運行項目；當前電制 X 在德國還處在小規模試驗階段，預計 2020 年后才會陸續實現大規模商業化運行。

抽水蓄能資源

德國從二十世紀五十年代末開始建設抽水蓄能電站，截至 2018 年底，境內抽水蓄能電站裝機容量達到 680 萬千瓦，主要分布于德國中部和南部；除此之外，臨近的盧森堡、瑞士和奧地利約 300 萬千瓦的抽水蓄能電站也由德國電網管理。德國抽水蓄能電站的最小穩定出力一般約為額定容量的 30%，通常可以在 75 秒到 100 秒內爬升至最大容量，并為電力平衡市場提供一級備用、二級備用和分鐘備用。例如德國最大的抽水蓄能電站 Goldisthal 位于圖林根州，裝機容量 106 萬千瓦，在非高峰用電時段從褐煤發電廠購買價格低廉的盈余電力蓄水，當用電高峰來臨時參與電網的調峰服務，單機運行容量能在數秒鐘內從最低的 4 萬千瓦上升到 26.5 萬千瓦滿負荷運轉。

電池儲能資源

隨著電池成本的下降，電池儲能近年來迎來了快速發展階段。2018 年德國電池儲能裝機容量達到約 70 萬千瓦，其中商用項目占比 52.9%，戶用項目占比 47.1%；目前電池儲能為德國電力系統提供一級備用、二級備用、平衡電網供需和提供無功補償等，其中提供一級備用服務的商用電池裝機容量約為 37.1 萬千瓦，以鋰電池為主。

壓縮空氣儲能資源

壓縮空氣儲能技術（CAES）早在二十世紀七十年代就已經實現了商業化運行，它擁有啟動時間短、啟動穩定以及爬坡快的優勢，在德國壓縮空氣儲能通常為電網提供分鐘備用、調峰備用和對風光進行快速補償。目前德國擁有世界上最大、運行時間最長的CAES 項目，總裝機容量為 321 兆瓦，可以在額定功率下連續供電 3 小時；該項目的啟動時間一般為 10 到 12 分鐘，在緊急情況下甚至可以實現 5 分鐘冷啟動；爬坡速率約為額定容量的 30%/ 分鐘，比最靈活的 CCGT（8%~12%/ 分鐘）還要快一倍以上，啟動穩定性可以達到 99%。

電制 X 資源

當前德國的電制 X（PtX）項目主要有電制氫（PtH2）和電制甲烷（PtCH4）。截至 2018 年底，德國在運的大于 50 kWel 的 PtX 項目總裝機容量達到 26 兆瓦，其中約17.5 兆瓦為電制氫項目，8.5 兆瓦為電制甲烷項目。利用系統中盈余的可再生能源，通過生產 H2 和 CH4，德國的 PtX 項目能夠為電力系統提供一定的靈活性。盡管目前在運的 PtX 項目均屬于科研類項目或試點項目，實現盈利還有一定距離，但 PtX 在一定程度促進了北部盈余風電的消納。

五、靈活性市場機制情況

德國的各類靈活性資源可以通過平衡市場、現貨市場、電網阻塞管理以及平衡單元內部平衡等方式參與靈活性市場。關于市場機制的更多細節，德國國際合作機構（GIZ）的另一篇報告《德國電力市場靈活性》中將做詳細敘述。本章只對平衡市場的情況做簡要概述，以便更好理解各類靈活性資源的特性。

根據靈活性需求的不同，在德國輸電網運營商（TSO）通過拍賣的形式確定提供服務的靈活性資源。一級備用通常在系統頻率出現較小波動時自動作出響應；二級備用則用于系統頻率會出現較大波動的非可預見事件；分鐘備用則可在大型或長期停電事件中發揮作用，例如核電廠出現強制停機。由于一級備用和二級備用對響應速度的要求較高，通常由火電機組、抽水蓄能電站、大型工業生產企業以及少量電池儲能參與；分鐘備用則可以接納更多樣的靈活性資源，例如壓縮空氣儲能（CAES）和通過虛擬電廠（VPP）集成的小型電力用戶等。