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通过区域供热电气化实现的灵活性丹麦和德国区域供热网络中电力加热设备提供的辅助服务

正如气候政策情景所示，供热电气化将在未来二到三十年区域供热系统转型中发挥关键作用。与此同时，电力系统从完全适应型向波动型可再生电力的转型，需要更高的需求侧灵活性。基于电力转热发电的区域供热结合热储能，可以提供这种灵活性：通过批发市场的灵活采购以及提供辅助服务，特别是频率控制。

本文所呈现的分析基于对公开研究和报告的文献综述，以及对丹麦和德国行业专家的十一段结构化访谈。参与者包括来自区域供热公司的专业人士、输电系统运营商和研究人员。

虽然丹麦和德国都致力于电气化其供暖网络供应，但目前两国的发展阶段不同。丹麦已通过电力对热技术满足了显著的热量需求，利用其灵活性支持电力系统。相比之下，德国的区域供热服务商目前使用电力加热设备非常少，未来计划扩大其使用范围。在这方面，德国与其他寻求区域供热系统脱碳的欧洲国家相似。

对于区域供热运营商来说，电气化不仅是实现脱碳的途径，还通过参与电力市场提供灵活性，带来新的收入机会。例如，区域供热可以通过系统友好的地理分布和提供辅助服务来提供灵活性。同时，参与批发及辅助服务市场可以提升发热资产的技术经济表现，并整体强化电气化供暖技术的商业需求。

辅助服务的供应是电力系统中可再生能源占比较高的挑战之一，而通过批发市场提供灵活性则是另一个挑战。

电网没有储能容量。因此，供需必须持续平衡，或者用技术术语来说，欧洲互联交流电网的频率必须等于或接近50赫兹。为确保网络稳定性，网络运营商从电力市场参与者处采购所谓的辅助服务[1]。

辅助服务的采购按照网格区域组织，而非竞标区域。丹麦西部和德国均属于欧洲大陆系统区（CESA），这是世界上最大的同步电网之一[1]。因此，大多数法规和要求是相同的，尽管各国执行上存在一些差异。总体而言，该控制区内为频率控制（也称为平衡服务）提供以下辅助服务：频率控制储备（FCR）、自动频率恢复备用（aFRR）和手动频率恢复备用（mFRR）。各服务在激活时间表上有所不同;见图1。

图1：CESA中的服务平衡（基于Nextkraftwerke，2025年[2]的自画）

过去，热电厂承担了大部分辅助服务;特别是，燃气轮机具有高反应性，技术上适合频率控制及其他辅助服务。此外，抽水蓄能厂还为辅助服务，特别是频率控制，提供了贡献。当可再生能源在2000年代开始扩展时，一些观察者担心风能和太阳能发电的波动将需要庞大的频率控制能力。

如今，很明显这些警告被夸大了。日内市场的引入缓解了波动对发电资产调度的负面影响。然而，随着电力系统转型更晚阶段热电发电的淘汰，尤其是在没有（或仅少量）水电的系统中，对辅助服务的新供应商产生了需求。一些辅助服务确实可以由可再生能源本身提供，许多则由电池和需求响应技术提供。

必须强调的是，电力系统中灵活资产的使用并未止步。灵活需求（以及仓储）可以并且确实在现货市场进行推广。在这里，它有助于适应电力输入的波动，通过套利实现需求与供给的匹配。就成交量而言，现货市场当然比频率控制市场更为重要：德国一日预售市场的金融交易量约是平衡市场的30倍。

提供辅助服务需要预先资格认证和不同的技术要求。

在德国，频率控制服务的预资格容量列表显示了清晰的图景：抽水蓄能在FCR、aFRR和mFRR方面遥遥领先。电池储能紧随其后，而天然气电厂的aFRR和mFRR排名第二。然而，这一快照已不再反映实际市场行为。如今，电池可达约95%的FCR。

新电池储能数量急剧上升，主要由于暂时免除电网费用带来的价格优势。丹麦的情况则截然不同，预先认证的FCR容量主要由电锅炉和电池主导。关于aFRR和mFRR，电锅炉在上下调节中起着重要作用，其次是风力涡轮机和传统电厂。图2总结了德国和（西）丹麦的FCR预资格资产。

预资格单位德国（西部片）丹麦电池810兆瓦1兆瓦消费10兆瓦–电锅炉–75兆瓦化石 + 生物质699兆瓦–电动汽车––水（PSH）2890兆瓦–其他110兆瓦–

图2：FCR预先审查容量（基于 Regelleistung.net [3]和Energinet [4]的自有示意）

这一比较凸显了两国之间的根本差异。丹麦在扇区耦合方面已经很先进，尤其是热能发电，发挥着核心作用。不过，仅凭预审资格并不能决定实际使用情况。激活最终取决于边际价格，且大量合格容量不一定意味着频繁使用，德国的抽水蓄能和电池案例就是明证。

随着能源系统和发电组合的发展，辅助服务的需求可能会增长。因此，评估附加容量（如区域供热资产）的潜力正受到越来越多的关注。热电联产厂技术上可以提供FCR、aFRR和mFRR，尽管适用性因电厂类型而异。大型热泵还可支持频率稳定，运行时间窗口不同。无需进一步技术调整即可实现极小的备用，而更快响应则需要部分负载运行。亚分钟激活仍依赖于具备极快反应能力的技术。设计上，电极和电极锅炉均为灵活的用电设备，技术上能够提供FCR、aFRR和mFRR。

电力市场为区域供热供应商提供了商业机会。

区域供热系统中资产的实际部署取决于框架条件和热能组合。即使电厂已预先获得辅助服务资格，区域供热运营商使用这些服务也不总是有利。原因包括供暖义务和灵活性的机会成本等。价格和气候预测的模拟工具有助于评估个人商业案例*。

在丹麦，提供灵活性已经带来了可观的利润

丹麦的区域供热公司根据其可用的设施，采取不同的市场策略。虽然辅助服务市场对某些参与者来说是核心*，但现货市场在交易量上最大，也是购买供热电力最常用的市场。然而，原则上，平衡能源市场有助于产生更高的收入。

这在辅助服务市场的高价格阶段尤为明显，丹麦的价格波动性高于德国。其中一家受访公司解释说，提供辅助服务实际上被视为一种奖金，约占收入的5%到10%。

同样，另一家公司将aFRR描述为电锅炉的重要市场和核心应用领域。其网络中最便宜的整体热能生产价格通过在aFRR市场部署电锅炉实现。当aFRR市场的收入不高时，会改为提供mFRR，或者使用盘中市场。当电价高时，会按小时更换生物质电厂。

据公司称，生物质电厂的成本约为每兆瓦时300欧元，而使用电锅炉发热的利润可达每兆瓦时100欧元。因此，利用电力市场的价格差异对该公司的经济发热极为重要*。总体来看，丹麦区域供热公司在各电力市场的交易非常普遍。大约四分之三的电气化发热机运营商参与了电力市场的平衡。他们中的许多人活跃于各个市场，从而提升了其设施的盈利能力*。

在德国，市场参与度仍然有限，但预计将增长

在德国，这些商业模式目前似乎较少见，且实施所需的资产并未大量接入电网。一家德国供暖网络运营商强调，使用供热供暖存在太多阻碍和不确定性。因此，主要采用混合系统，这也受到加州公路巡警（CHP）补贴的鼓励。然而，在区域供热转型过程中，大型热泵预计将提供更多基载，潜在的规模经济将对成本产生积极影响*。

由于投资成本较低，未来电锅炉将更频繁地用于发电峰值负载。他们短暂的技术响应时间使他们能够参与市场平衡。热储能将成为这两种技术的关键推动力，使得在电价低时能够产生热能，并在需要时将其整合进供热网络。预计的电力转热技术推广将使德国区域供热运营商能够有效参与电力市场，并提升其运营的技术经济优化。

然而，德国地区供热电气化仍存在某些障碍。

德国区域供热运营商面临比丹麦同行更高的转型成本，因为其网络必须在脱碳努力的同时扩展和转型。与此同时，电力市场，尤其是平衡能源市场的收入机会依然有限。这主要源于平衡能量的多样化可用性。在德国，容量充足，主要得益于近年来大型电池储能的显著增加。

相比之下，丹麦面临短缺，导致价格上涨和辅助服务需求增长*。这支持了热泵和电锅炉的可行商业案例，使它们在丹麦的融资相对容易。然而，在德国，电网电价体系下灵活性并未得到回报，这使得灵活运营和投资融资变得困难*。编译陈讲运

此外，长期对CHP的补贴仍在使替代技术处于劣势。过去低廉的天然气价格也加剧了区供热中热能的普及。事实上，在热能电气化更先进的国家（如芬兰和瑞典），电税低于燃气税。最后，电网发展不足仍是丹麦和德国电力供热资产的障碍。

电气化是未来区域供热的关键途径。

在未来的区域供热系统中，主动与电力市场的整合将成为气候中和热能发电最具成本效益的解决方案之一。丹麦已经展示了电热发电机如何通过利用低价期和提供辅助服务，成功与电力市场互动。在德国，为了推动电气化的发展，从而以成本效益的方式实现脱碳，仍有若干障碍需要克服。

在此背景下，丹麦与德国的比较主要表明：