出版方为AGORA 能源转型，中文版出版方为德国国际合作机构（GIZ）。
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本文是该系列的第二篇文章。
续前文。
将来，由于风能和光伏发电的波动，对电力系统灵活度的要求将大大提高
如上文见解2所示，随着风能和太阳能光伏比重增加，电力系统将必须做出更加灵活的反应。图表3描述了对灵活度的需求。在所示情形下，风力的减弱同时伴随着光伏发电量的减少。因此，可控发电厂必须在几小时内满足大部分需求。在最坏的情况下，需求可能刚好在同一时段增加，例如，大部分人在日落时回家，打开电器、电视和灯。
在可再生能源占德国电力系统比重达50%时，我们必须预期到一些极端情况，即由可控发电厂提供的负荷在4小时内增加约40吉瓦。（注释19：参见lAEW/Cunsentec (2011),第17页：2030年50%可再生能源情景思考。） 这相当于德国超过半天的负荷。在15分钟的间歇内，预计可有高达6吉瓦的负荷变化。因此，对灵活度水平的需求将为未来的电力系统提出全新挑战。
如今已具备提供足够灵活度的技术解决方案
对灵活度的需求可通过供应侧、需求侧的各种灵活方案以及储能和改善电网来满足。随着灵活度要求不断提高，这些办法应根据其总体经济成本效益来部署。目前看来，除扩建电网（见解4）外，最重要的提高灵活度方法如下：
根据电力需求运转热电联产和生物质能发电厂
要高效地实现灵活度，我们首先需避免电力系统中不必要的僵化。针对那些已可用技术手段控制的发电厂，其运作方式应作为使风能和光伏发电厂可最佳运行的补充。如见解2所述，如今的热电联产发电厂或生物质能设施并非如此。但在将来，这些发电厂将成为德国可控发电厂集团的一大部分。相应地，这些发电厂进行运转的最重要原则将是对电力需求以及热能需求做出反应。这样的运转方式不会带来技术问题，且成本相对较低。就热电联产发电厂来说，仅需将热能导入储能系统或集中供热网络，这在几小时里不会造成大的问题（参见见解6）（注释20：热能储存设备升级由《热电联产法》2012年修正案提供补贴。）就新型生物质能发电厂来说，仅需对总体设施进行修改设计，例如，燃料储能容量和发电机输出功率的关系。
提高火力发电厂灵活度（输出功率和开机时间的最小化）
火力发电机组具有提升灵活度的巨大潜力。通过改善技术和组织结构，燃煤和燃气发电厂灵活度可大大提高。最小电厂功率可得到降低，负荷梯度增加，开机时间缩短。下面的表格（图表4）展示了当前普遍的灵活度和技术优化潜力间的差异。
例如，一台优化后的燃气蒸汽复合式涡轮机可在2小时内进入全面工作状态（当前需4小时）。此外，优化还可使运转中的10吉瓦燃气蒸汽复合式涡轮机在5分钟内调整负荷4吉瓦（当前1吉瓦）。同样，优化可在持续运转的情况下将10吉瓦硬煤发电厂的发电量降至2吉瓦（当前4吉瓦）。
经过改造更新后的现有发电厂和新建发电厂所带来的更大灵活度也将为降低常规火电厂最小发电量（所谓的“强制”水平）做出巨大贡献 。（注释21：如今，根据具体时间点，德国仍为满足系统稳定性要求规定了最高达25吉瓦的最低强制容量，但长期来看，这一水平应该有可能降低，参见德国环境部（2012c）第22页。）
避免风能和光伏发电峰值或利用其生产热能
在风能和太阳能占发电比例非常高时，未来很可能出于经济方面的考虑限制发电峰值或利用其生产热能。如果为传输所有产出电量专门设计电网，将昂贵到令人无法接受，因为所设计的容量传输电网在一年里只被使用若干小时。在可能的情况下，应用适当的方式将不能被传输的电能使用掉。其中一个办法是将这部分电能用于热能利用（参见见解6）。热能生产可通过将电加热棒放在热水蓄热箱里（1千瓦时电能生产1千瓦时热能）或利用热泵（1千瓦时电能生产约4千瓦时热能）来实现。
工业中的负荷转移和可中断负荷
负荷管理是另一种潜力巨大、高成本效益的灵活度交易，这在工业中尤为如此。在德国，工业消耗占电力总消费的40%，（注释22：参见 DLR/IWES/lfnE (2012),第20页；EWI/吉瓦S/Prognos (2011),第37页。）具备中央控制流程的大型工厂消耗了其中相当大一部分。从技术角度看，在许多情况下，通过调整流程以及必要时安装中间产品、热能、冷却能或压缩空气储能容量从而实现若干小时的需求转移已成为可能。中期来看，工业可实现的灵活潜力估计约为4.5吉瓦。（注释23：参见 VDE(2012b)，第55页。）商业区可进一步实现大规模高成本效益的潜力。例如，大型冷冻或加热设施可实现中央控制，并被升级用以短时间储存热能或冷却能。
挑战的关键并不是技术和控制，而是在于激励措施
这里描述的灵活度方案如今从技术上已经可以获取，并可以相对低廉的成本实施。由于这些选择主要涉及“大规模”设施（热电联产发电厂、生物质能设施、工业流程、大型热能储能），因此技术上并不难解决对其进行控制的问题——这与洗衣机或冰箱等“小规模”家用设施正好相反。实现灵活度的主要挑战并不在于技术实施，而在于提供有效的激励措施。目标应为，在所有情况下，总是首先使用成本效益最佳的办法，为实现此目标，则需要有一个让灵活度进行公平竞争的环境。供应侧和需求侧都应能参与竞争（也参见见解10）。德国电力市场针对曾经出现过的负电价交易所做出的迅速反应证明了，在合适的激励下，灵活度可得到大大的提升：2009年，由于在若干小时内风能和光伏发电量过高而相应的需求量较低，且因传统发电厂缺乏灵活度，出现了在近100个小时内市场参与者因消费电能而获得报酬的情况。到2011年，尽管风能和太阳能光伏发电大幅增长，但负价格小时数已降低了10倍。（注释24：参见 EnBW (2012)，第5页。）显然，市场参与者能够提供额外的灵活度。
通过使用智能电表来控制家庭层面的小规模灵活度的方法目前还太过昂贵
目前看来，使用智能电表来控制家庭的“小规模”灵活度的方法是太过昂贵了。这样的办法只有从长期角度考虑，才会对整体系统做出高效的贡献。并且应只有在所有高成本效益的办法都用尽之后才使用小规模控制办法。例如，要将洗衣机作为一个灵活度选择，则必须有一个专门的控制系统。家庭必须具备一个实时测量电力消耗的计量表，而电力市场上的控制信号也必须能传输到洗衣机。与上文所述的大规模灵活度方法的费用相比，为实现这样一套系统的专门费用非常高。但从长远来看，热泵和电动汽车将尤其为家庭层面的需求侧管理创造巨大潜力。为此，确保在这些技术的进一步开发中考虑到其对电力系统灵活度的潜在贡献非常重要。
电网降低了对灵活度的需求：（风能和太阳能）发电和需求的波动在远距离之间实现平衡
电网连接的区域越大，可容纳的发电和需求波动则越大：单独一家风力发电厂（例如位于北海海岸）发电情况可能变化很大，但德国所有风机发电总量（例如，北海海岸、图林根州和巴伐利亚州）的均衡性则高出许多。需求方面也是同理，各地区的波动也相互弥补。更广泛的地理毗邻会降低对灵活度的需求。
电网使得德国和欧洲获取成本节约型灵活度的交易成为现实
电网还让在更远距离内利用最便宜的灵活度交易成为可能，比如在德国和整个欧洲范围内。例如，在阳光和风十分充足时，可将富余部分销往欧洲邻国，而不是将其储存起来或弃风。
到2020年，预计德国在某些时段内会有22吉瓦的富余电量，到2030年可能高达41吉瓦。（注释25：IAEW/Consentec (2011)，第 20 页）如果这样的灵活度需求只通过储能系统来解决，花费会非常高，因为大多数这些设备的使用率会很低。相反，通过与欧洲邻国的电网连接可将大部分富余电量在国际上进行销售。当德国的风和阳光很少时，可从邻国回购电量。这样一来，电网连接就充当了“间接储能系统”。（注释26：参见 Prognos (2012)，第 17 页。）将输电容量向灵活度成本特别低的国家扩展将实现最大优势，例如，向具备大量水电和抽水蓄能电站的阿尔卑斯国家和斯堪的纳维亚地区扩展。当在德国境内可获取便宜的电能时，这些国家水电厂生产的电能就能不向德国输送。此时，对德国来说，卖电比储电更为有利。相反，当德国风能和太阳能光伏发电量低时，在峰值需求时段从国外买电可能比只由德国发电厂提供电量更便宜。
输电网以相对较小的投资成本减少总体的系统成本
输电网降低了对灵活度的需求，且同时允许使用成本效益最高的灵活度交易，因此减少了总体系统成本。
此外，增加输电容量的成本相对较低。总的来说，在整个欧洲扩建输电网将仅占电力系统长期总体成本的6%。（注释27：McKinsey (2010)，第45页。）
只有当可再生能源占比超过70%时，新的储能技术才有必要
在未来相当长一段时间里，电网扩展将一直是比新储能技术更为廉价地将可再生能源并入电力系统的办法。（注释28：Consentec/r2b (2010b)，第36页。）目前看，电池、隔热压缩空气储能和电转气系统等新储能技术只有在长期内才能得到运用。（注释29：这一评估与德国环境部（2012b)提出的专家意见基本一致，但需考虑到两个因素。一是在长期被推迟或受到限制的电网扩展面前.储能系统可能代表着第二好的高效办法，二是新储能技术制造成本取得的突破会让这些技术将来的成本降低。）目前，这些技术的成本高到令人却步，并很有可能在中期内居高不下。为保持较低的总体系统成本，新储能技术应在其他成本效益更高的办法完全穷尽的情况下使用。由于新储能技术是相对昂贵的灵活度方法，它们只会在可再生能源占发电总量达70%时才对限制德国总体系统成本起到作用。（注释30：德国电力系统的70%是一个粗略的估计。使得新储能技术为降低总体系统成本做出贡献的可再生资源具体占比主要取决于可再生资源类型（波动或可控）、剩余发电厂群（热电联产、灵活发电数量）、相互连接水平和未来储能技术的成本。对可接入传输电网的许多其他国家来说.也很可能是类似的百分比。）
由于节约了税费和电费等，地方性分布式太阳能光伏电池系统可能更快为个人投资者提供商业机会
电池储能系统与光伏发电装置组合能让家庭和公司更多地使用自发的分布式电能，并减少从系统中购买的电量。其中节约的税费和电费（电网费用、税费、可再生能源分摊费等）在中期内对个人投资者有一定的吸引力。这绝不意味着分布式储能系统将减少德国发电总体成本。这么说的主要原因是，大多数的税费和电费都是通过每千瓦时来计算，但系统总体成本减低幅度并不与从电网所购千瓦时的减少成比例。例如，增加私人用电消耗并不能减少输电网、配电网或确保系统可靠性的成本，而只是将这些成本在从电网购得的千瓦时中进行不同的分配。可以假设，没有一家私人用户或公司会选择同电网断开连接。但从电网设计的角度看，最突出的因素并不是每年传输的电量，而是所需的最大容量。如若电池储能技术成本取得突破（例如，与电动汽车的加速推广和锂离子电池规模化发展有关），则可以期待分布式储能的加速发展——前提是电力系统基础设施成本与千瓦时成比例，而不与所接入的负荷成比例。
（未完待续）
何继江评论
观点一：储能的春天快要来了吗？
最近几个月有多个储能论坛邀我做报告，感觉业界对于储能市场的爆发有极大的期望，但是，德国的经验告诉我们，别太乐观！
“由于新储能技术是相对昂贵的灵活度方法，它们只会在可再生能源占发电总量达70%时才对限制德国总体系统成本起到作用。”
比储能更便宜的灵活性方式实在太多。
德国人告诉我们“火力发电机组具有提升灵活度的巨大潜力”。在中国也很快开始了实践。6月份，国家能源局正式启动灵活性改造示范试点项目。预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力。如果全国的火电都如此改造，那将是多大规模的灵活性资源呀。
另外，还有大量的抽水蓄能电站的灵活性资源并未得到充分发掘，工业中的负荷转移和可中断负荷、智能家居、燃气轮机等很多很多灵活性资源的潜力还没有充分发挥。储能什么时候会比他们更便宜呢，这个等待估计会比较漫长。
电化学储能的突破点应该就是电动汽车，而不是发电侧储能。
观点二：智能弃风弃光技术将会出现
可再生能源全额上网是个理想状态，在风光电比例较低的情况下，风光电优先上网从而实现全额消纳。但是在风能和太阳能占发电比例非常高时，要实现100%的消纳，有可能需要专门设计电网，但这样的峰值状况一年里只有若干小时，这将昂贵到令人无法接受。
比如，某工业园区厂房顶上的光伏，平时光伏发电功率与用电负荷相比非常小，所以光伏的消纳不成问题，但春节假期，整个工业园区全部放假，用电负荷极低，要安全接纳这些光伏就需要重建大量电网输配电设施，但这样的峰值只是春节假期这几天的中午，这个代价过于高昂。这时，最经济的安排是“弃光”。我预测，未来，未来的未来，智能弃风弃光技术将会应运而生。通过主动放弃电网区域内某处的光伏和风电的一部分发电功率，就能把风光电的波动性都平滑掉。，合适的弃电比例会是多少？我不知道，现在德国在某些情况下考虑了3%以下的弃电率。可以预想，在某些情景中，智能弃光率扩大到10%，灵活性将非常高，而且系统成本并不高。
观点三：接纳可再生能源，电网K.O储能
“电网连接的区域越大，可容纳的发电和需求波动则越大”，“在未来相当长一段时间里，电网扩展将一直是比新储能技术更为廉价地将可再生能源并入电力系统的办法”。德国人所能想到的电网扩展也就是三十多万平方公里的德国，再就是欧洲超级电网了。然而中国人则着眼不仅是中国的960万平公里国圭，而是全世界，中国国家电网公司的原董事长刘振亚的构想宏伟到把全球电网联接起来。他提出全球能源互联网，要把七大洲电网都联起来，以接纳北极的风电和赤道附近的光伏。这个想法和德国的经验还真是一个原理。这当然是个令人惊叹的好主意。不过，另一件事也至关重要，那就是如何扼制煤电。否则，电从远方来，来的基本是煤电，结果“雾霾到远方去”。电网联得越远，雾霾就输送得越远，这实在不是我们想要的。
