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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本文是该系列的第三篇文章。
续前文。
在某些时候（例如在冬季无风的日子），风能和太阳能发电不能满足峰值负荷需求，因此将来同样需要像今天同样数量的可控资源
在无风无阳光的情况下，同时即使一所主要发电厂意外停止运作，也必须保障峰值时段的电力供应。作为存在天然波动的电力来源，风能和太阳能光伏在这种时候只能为确保系统可靠性起到很小的作用。图表6展示了这样一种潜在的供需情况。
相应地，为确保将来同样水平的系统可靠性，如今的峰值需求水平将需要由风能和太阳能光伏以外的资源来满足。这类可控资源既可在供应侧由发电厂提供，也可在需求端由可控负荷实现。
稳定的发电容量能可靠地满足峰值负荷，采取需求侧措施也可降低峰值负荷；此需求的四分之一（在德国约为15-25吉瓦）几乎仅发生在一年的若干小时里（<200)
“能源转型世界”的一个新特征是，大量可控资源每年仅在若干小时内使用或用作储备资源。如图表7所示，预计到2020年，德国将需要约20吉瓦可控容量，其中大部分从来不会用到或每年只在若干小时内使用。图表展示了VDE（德国电器工程师协会）在2020年可再生能源占比达40%基础上做出的计算。在横轴上，负荷区间单位为吉瓦，连续的浅蓝（2010）和紫色（2020）线条表示德国在相应年份需发电厂提供容量的小时数。根据这些计算，每年使用65-85吉瓦负荷区间的小时数不超过100。这20吉瓦的范围占约为80吉瓦的容量总需求的四分之一。许多其他研究也得出了类似的结论并认为，根据基本假设，将需要14-27吉瓦燃气涡轮或其他办法提供可控资源，且每年需要使用这些资源的时段只有若干小时。（注释31：参见 Consetec/r2b (2010a)，第78页;IWES (2010)，第94页;TAB(2012)，S103;ECF(2010),附录第16页。）
燃气涡轮机可以以很低的成本（3500-7000万欧元/年/吉瓦）满足这一需求，可控负荷或退役发电厂可能以更低的成本满足不需要通过昂贵、“常规”的发电厂来满足高负荷与风能和太阳能光伏最小发电量同时出现时的峰值负荷。相反，使用成本节约型的开路(开式)循环燃气轮机（OCGT）来满足需求是可能的。OCGT从很多年前就被用以峰值时段发电，能够在10分钟内达到全容量状态。由于OCGT效率相对较低——效率系数约为30%，低于联合循环燃气涡轮机（CCGT）的60%，且燃料成本较高，因此不太适合连续发电。但在崭新的能源转型世界里，OCGT作为每年仅在若干小时内满足峰值负荷的一个办法，则代表了一个高成本效益的选择。其预测成本为3500-7000万欧元/年/吉瓦。（注释32：TAB2012，第104页，德国环境部（2012b),第21页。）
只要可靠性水平相当，其他选择基本上也能承担这一功能。在供应侧，这样的选择包括使用更老旧、退役的发电厂或发电机组以及通常用以紧急发电的小型柴油和燃气发电机。其他国家的经验表明，需求侧可起到的作用也很巨大且成本低廉——例如，通过工业中的可控负荷来实现。美国的经验证明这种可控容量已被证明是成本效益非常高的办法（参见见解10）。
在全欧洲开展合作降低成本，可简化峰值负荷时段对供应的保障。
通过与其他欧洲国家共同集中管理可控容量，峰值负荷时段的供应保障成本可进一步降低。一方面，必须由风能或太阳能以外的能源去平衡的若干国家的峰值负荷综合起来会小于单个国家峰值负荷的总和，因为各国峰值绝不会出现在完全相同的时间。各国的负荷曲线存在巨大差异，波动生产也不会同时降至最低。此外，相邻国家可联合使用任何时段成本效益最高的选择，无论是可控负荷、退役发电厂或新的OCGT。这样一来，所有参与国家都可降低成本。
热力行业在提高系统灵活度方面存在巨大潜力
由于电力系统根据风能和太阳能光伏发电量波动进行调整，因此时刻牢记电力系统与其他能源行业的相互作用非常重要。未来，热力行业将在电力系统的转型中发挥中枢作用。原因有三：
热能的能源消耗是电能的两倍；燃气和石油必须（几乎）完全被取代，以实现减排目标
如图表8的2020年预测中所列举（注释33：参见ECN2011。) ，德国热力行业总体能源消耗是电力行业的两倍。为实现德国官方设定的温室气体减排目标“到2050年减少80-95%”，热力行业的能源消耗必须降低，行业内可再生资源必须几乎完全取代石油和燃气。由于生物质能的局限性（参见见解1），它只能在这一过程中发挥很小的作用。长期来看，热力行业和运输行业都必须提高对风能和光伏发电的使用。
相较于电能，热能更易于存储
与电能不同的是热能更易于存储。通过位于城市集中供暖系统或分布式供热网络中的私人住宅隔热水箱，可轻易存储家庭用热能（热水和暖气）。像这样的热能存储系统能以非常低的成本持续供热若干小时或若干天。其中的能源损耗也远低于电能存储。与储热相似，还可以商用制冷等相对较低的成本和损耗方式来短期储存冷却能。
大部分热能需求是在风力最强的冬季
德国大部分热能需求增长出现在10月到次年4月。这些月份也是风力和风能最强的时候（参见图表9）。这是很有利的关联性，因为此时的风力发电可能是欧洲北部地区成本最低的电力来源。
热电联产发电厂已为电力和热力行业提供了联系；中期来看，可使用燃料或电能的双重模式供热系统将安装到位；长远来看，将实现共同利用一种燃料——天然气、沼气或电转气的整合
热电联产发电厂（CHP）既生产热能也生产电能，已经为电力和热力行业提供了联系。尽管如今这类电厂大多数根据热能需求运营，但根据电能和热能两方面的需求对这些设施进行升级改造并不困难（参见见解3）。添加一套热能存储系统即可实现改造——当某段时间几乎无热能需求，主要为电能需求（又几乎无风时），发电厂就发电，同时存储热能以备用。这种办法已被市政电力公司（Stadtwerke）和其他发电企业采用。弗伦斯堡、莱姆戈和汉堡的发电设施正考虑或已经安装这样的“电转热”系统。
中期来看，双重模式热能系统将被采用。这种系统将电力和热力行业联系在一起，并通过利用化石燃料或电能生产热能实现高度的灵活度。在风能和太阳能发电充足时，系统利用电能生产热能，享受较低的电价。在风力和阳光较弱、电价较高时，则转而使用天然气或燃油生产热能。
从更长远的角度看，使用共同且可相互转化的气态燃料，像天然气、沼气或电转气，将使两个行业更加紧密地联系在一起。这种燃料可用于集中式或分布式发电，可用于热电联产发电厂的热电联产，也可用于只生产热能的系统。使用气态燃料的好处在于，可将燃料储存很长时间，用于储存的基础设施选择范围也很广，比如，已有的洞穴、管道网络等。
（未完）
