隨著可再生能源占比持續擴大，歐洲尤其是德國經常出現負電價現象。這一現象一方面源于電廠深度反調峰能力的局限，另一方面則是由補貼政策設計不當(即激勵與需求跟蹤不匹配)所引起。在2020年，新冠肺炎疫情導致經濟放緩和能源需求減少，德國、法國和瑞士等國的負電價小時數達到了歷史高峰(詳見圖1)。在負電價時段，發電商不得不支付給消費者的費用，甚至高達正常電價的數倍。這不僅對歐洲電力市場的穩定造成了負面影響，也嚴重打擊了消費者的信心。

　　歐洲各國迅速認識到了這一問題的重要性，并立即采取了行動。通過增強電廠的運行靈活性和調整補貼政策，有效地緩解了負電價問題。本文將從技術、市場和政策三個方面深入探討引發負電價的深層次原因，解析歐洲各國的應對策略，并展望未來這一現象的發展趨勢。文章的結尾部分將總結這些經驗，并探討其對中國的啟示和可能的借鑒價值。

　　負電價出現的背后原因

　　負電價主要在風電和光伏發電高峰期出現。盡管發電總量已經過剩，并引起了負電價現象，許多電廠仍然在持續發電，但背后的原因是多種多樣的。主要涉及三個關鍵因素：首先，電廠的應變能力有限，難以適應可再生能源的波動性，還與能源結構和電網結構相關。其次，為了保持電網穩定，調頻備用電廠不能輕易中止運行，反映了電廠應變能力方面的短板。最后，可再生能源的補貼政策未能精準契合市場需求，這既涉及到需求層面，也與政策適應性相關。從某種程度上來說，都或多或少地與發電機組和政策機制的靈活性相關。負電價的表現因各國情況而異，但均與各國的能源結構和電網結構及其演變有密切的聯系。(歐洲各國電力結構見表1)

　　電廠靈活性對負電價的影響

　　德國聯邦網絡監管局在2016年至2018年期間多次進行普查，總結了在負電價時段電廠仍繼續發電的幾大主要原因：熱電耦合、自備用、停開機的成本、調頻備用、調度資源有限、替代能源供熱成本過高、價格走勢預期、需要處理氣體的工業過程、最短運行時間、其他原因。

　　熱電耦合(地區供熱和蒸汽供應)被認為是第一大原因(占45-55%)。在幾乎所有時期，自備發電都是排在熱電耦合之后的第二大原因，而停開機的成本和調頻備用也是常見原因。(見圖2)

　　電廠的調度資源、調頻備用以及實際調頻電量都是決定電廠最小發電量的重要因素。在最大負電價時段，最小發電量(門檻發電量)占總發電量的20%至34%。另外，傳統電廠所提供的負調頻電量在所有最小發電量中占比最高。

　　電力結構和電網結構對負電價的影響

　　歐洲各國出現負電價的時間和特點各有不同。可再生能源過剩和負荷不足都會引起負電價。研究結果表明，負荷每下降5%，負電價的小時數就會增加35%之多。2020年，新冠肺炎疫情導致需求下降，使歐洲各國的負電價小時數增加。

　　德國的負電價主要和火電廠的運行靈活性不足有關。德國北部風力資源豐富，風電經常過剩。而南部的陽光充足，光伏發電占比較高。冬季既有風又有大太陽時，光伏發電會疊加到風電上去，引起負電價，特別是周末負荷低谷時段。2020年，負電價高達298小時，分散在51天內。

　　對于瑞士來說，每年3~5月，雪融水增多導致水電發電量上升。水力發電廠因停啟費用過高仍然繼續發電，使發電供過于求，出現負電價現象。2020年，瑞士負電價累計達75小時，主要在15天內。

　　法國的核電在全球占比領先。核電主要提供基荷，運行相對缺乏靈活性，不便于經濟高效地關閉和重新啟動。

　　德國大規模可再生能源發電過剩時，還會通過國與國之間的聯絡線影響到周邊國家。波蘭電網首先受到了重大沖擊，隨后影響范圍擴大到了瑞士和法國。

　　盡管德國和丹麥地理位置相近，但丹麥的風電占比已近50%，遠超德國的20%，但負電價與德國幾乎處于同一水平。丹麥的火電也不多，說明可再生能源的消納和負荷控制都做得非常好。(詳細情況將在下文中介紹)

　　瑞士也與德國相鄰。瑞士擁有豐富的水力資源，發電機組具有出色的調節能力，跨境進口容量也相對受限，從而在很大程度上避免了負電價的出現。但在冰雪開凍季節，水電會過剩，瑞士仍然會遭遇負電價。

　　隨著可再生能源的增長和進口德國廉價電力，法國也出現了負電價。據統計，2015年法國并未出現負電價，但從2018年開始，法國清晨的前八小時開始頻繁出現負電價，這可能與法國風能的增長有關。與瑞士類似，法國水力發電在春季增多，負電價的出現尤為頻繁。2020年，新冠疫情導致電力需求驟降近17%，負電價小時數也因此激增，達到前年的五倍。

　　由于電網對外聯系相對較弱，愛爾蘭在風電過剩時段經常面臨電力出口的瓶頸問題，進而導致負電價的頻繁出現。2020年的負電價累計高達374小時，使其成為當年歐洲負電價小時數最高的國家。

　　西班牙的電力結構相對理想。2022年，可再生能源和燃氣發電的比例分別是35%和30%，核電為22%，煤電可以忽略不計。燃氣發電給西班牙的電力系統提供了足夠的靈活性，所以至今為止沒有發生負電價現象。

　　總之，歐洲各國的負電價現象揭示了負電價的出現不僅與能源結構(電力的構成)有關，還會受電網的結構的影響，甚至非可再生能源也會成為引起負電價的原因。

　　調頻備用對負電價的影響

　　調頻電廠的熱備用機組由于要參與調頻，由于停啟時間過長，即使在負電價的時段也不能停止運行。在德國，為了補償發電小時數不斷減少帶來的利潤下降，很多煤電機組也參與調頻，在負電價時段成為累贅。

　　從圖2可以看出，負電價的高峰期，傳統電廠仍然在發電。不僅燃氣電廠(灰色曲線)來不及停下來，作為基礎負荷的核電廠(褐色曲線)也不能幸免。當電價恢復以后，硬煤(黑色曲線)和燃氣電廠的反應速度都十分有限，倒是被價格較貴的抽水蓄能電站(深藍色曲線)把錢賺走了。

　　德國適合建設抽水蓄能電站的地方非常有限，光靠抽水蓄能電站滿足不了調頻需求。

　　政策的靈活性對負電價的影響

　　在歐洲眾多國家中，德國對可再生能源的支持尤為顯著，其補貼力度遠遠超過其他國家。不過，當可再生能源過剩導致負電價時，這種政策卻成了一種束縛：為了保住市場補貼，可再生能源運營商不得不選擇繼續發電，哪怕這樣做既不經濟，又可能對電網構成風險。

　　與此不同，法國的可再生能源補貼法規規定，在負電價出現時，該時段內發電不會得到補償。相反，若可再生能源運營商停止發電，將獲得某種形式的獎勵。

　　瑞士獲得固定補貼的可再生能源裝置數量遠低于德國，基本上沒有因補貼引起負電價的情況。目前，政策法規不允許停發水電，不過對于這些水電站來說負電價也并非好事。

　　丹麥早在1980年代就開始大力發展風電，遠早于德國。受到1970年代石油危機的影響，丹麥立志減少對外部能源的依賴。其主要的補貼策略是固定電價補貼和價格差額補貼。此外，丹麥還采用了招標方式，為風電項目確定補貼標準。

　　丹麥對其補貼政策的調整較為頻繁，持續地與市場價格保持同步，并根據技術成本的變化進行調整。與此相比，德國在早期則提供了一個較長期的固定補貼。丹麥一直鼓勵社區參與新能源項目，因此，許多早期的風能項目都是由當地社區主導的。為了讓當地社區從風能項目中獲益，政府鼓勵居民購買風電的股份。盡管德國也有類似的鼓勵措施，但其實施規模遠小于丹麥。

　　盡管丹麥的風電占比超出德國一倍以上，但兩國負電價的小時數卻大體相當。這無疑證明了政策靈活性在負電價問題上起到了至關重要的作用。

　　負電價的應對策略

　　為了減少負電價的出現，發電必須以跟蹤用電的方式來達到供需平衡。在發電過剩的時候，傳統電廠需要通過提高運行的靈活性來減少發電量。用戶可以通過實施電轉熱、電轉氣、電轉液，以及負荷控制來增加用電量，降低負電價小時數。政府可以通過調整可再生能源的政策使其跟隨需求。另外，抽水蓄能和電池的雙向發用電特性和市場的平衡機制都可以促使供需平衡。

　　提高電廠靈活性在減少負電價中的重要作用

　　德國，在能源轉型之初，一直以煤電為主。因此，提高電廠靈活性在當時實質上是增強煤電的適應性。到目前為止，有條件的電廠都已經進行了相應的靈活性升級和改造。其中，燃氣電廠通過鍋爐改造和大小機組組合的方式提高了運行的靈活性。一些工業企業甚至達到了多樣化的燃料選用，例如，燃油和燃氣的替代使用，或是燃氣與氫氣的混合使用。

　　與德國相比，核能在法國的電力結構中占據主導地位，提供了約65%的電力，法國在提高核電廠的靈活性方面經驗更豐富一些。以下是法國針對核電廠的靈活性改造所采取的幾個工作要點：

　　其一，為適應可再生能源的波動性，核電廠改造后支持負荷跟蹤運行，可以根據需求實時調整發電量;其二，核電廠部分設備和控制系統已經進行技術升級，以確保在變負荷運行時能保持穩定和安全;其三，通過增強靈活性，核電廠減少了頻繁的啟動和關閉，延長了其使用壽命并降低了維護成本;其四，隨著可再生能源比例不斷增長，核電廠的靈活性改造為與風能、太陽能等可再生能源的更高效協同創造了條件;其五，除技術升級外，操作人員的培訓也是核心部分，以確保他們能有效應對各種運行場景。此外，管理和運行策略也進行了調整以適應新的變化。

　　然而，歐洲其他國家核電的靈活性尚不及煤電，而煤電又不及燃氣發電。但是，每種能源形式的靈活性都有其物理極限。例如，法國經驗表明，核電廠在燃料使用初期可以將最低出力降到20%，但這一數字會隨著燃料使用的進展逐漸增加。

　　總得來說，法國在提高核電廠靈活性上的努力和經驗為其他國家提供了有益參考。尤其是在核電廠的協同運營上，法國有時會讓部分核電廠退出運行，而讓其他電廠滿負荷發電，這一點尤其值得其他國家學習。

　　電轉熱對減少負電價的作用

　　德國在能源領域的創新及其對負荷的削峰填谷管理已經取得了顯著的成果。盡管大型可再生能源發電有直銷電力市場的要求，并且虛擬電廠技術已經廣泛應用，但熱電聯產和電轉熱的發展潛力仍然巨大。

　　為了應對極低電價甚至負電價時的運營挑戰，德國的供熱運營商正在增設大容量的電轉熱模塊。在負電價出現時，他們可以暫時停止熱電聯產電廠運行，利用電轉熱技術，低成本地滿足供熱需求。這一策略可有效降低熱電聯產發電的運營損失。

　　對于電轉熱，德國的典型商業模式是熱電聯產和電轉熱的協同運作，同時參與調頻市場和現貨市場。在過去，大型電轉熱設備的經濟效益并不理想，因為所有電力消費都要繳納“可再生能源稅”。但自2022年起，這項附加稅已被取消，大大增強了大型電轉熱設備的投資吸引力。對于這類設備，其經濟效益與其滿載運行時間緊密相關。通常，滿載運行時間在1000至1800小時之間是其盈利的關鍵，特別是在負電價頻繁出現的情境下。

　　目前，德國北部的輸電公司正在與當地的綜合能源網絡公司合作開發大型電轉熱項目。這些項目位于北部風電過剩的地區，預計將新增10吉瓦的電轉熱容量，相當于當地風電裝機容量的約1/6。

　　電轉熱的效率不高，熱泵是更好的選擇。盡管熱泵單體規模一般較小，但德國已擁有累計超過10吉瓦熱泵的總容量。德國熱泵協會預測，到2050年，為實現供熱轉型，德國至少需要部署1700萬臺熱泵。現在，一些熱泵已經被集成進虛擬電廠系統，為現貨市場和調頻服務市場提供支持，尤其是在負電價時段。

　　與德國相比，丹麥擁有高度集中的供熱系統，多數供熱設施都已與電力系統實現了良好的集成。電轉熱技術正成為一種將多余電能轉化為熱能的有效手段。丹麥早在20世紀80~90年代就開始研究和推廣大型熱泵技術，隨著技術進步和成本降低，這一技術的應用范圍已大為擴展。

　　丹麥的負電價在2020年前主要發生在冬季風電過剩的時候。隨著電轉熱和熱泵技術的普及，風電對供熱的貢獻逐漸增大。從2020年開始，負電價由于光伏發電的增加只是在夏季才出現。這體現了電轉熱和熱泵技術在電力和供熱系統整合中所發揮的重要作用。

　　政策的靈活性對減少負電價的作用

　　在歐洲各國中，德國實施的電力補貼政策更為積極主動。以其對可再生能源的補貼政策為例，德國的補貼期限長達20年，相比之下，法國的此類補貼僅維持15年。在面臨負電價挑戰時，歐洲各國政府都展現出政策的靈活性，既保持了對可再生能源的長期扶持，同時也對市場補貼政策進行了動態調整。

　　德國的研究發現，負電價以持續6小時居多。因此，德國政府制定了相應的限制措施，例如，如果現貨市場價格出現長達6小時或更長時間的負電價，可再生能源的市場及管理補貼將會被取消。而法國對于負電價持續的時間上限規定則是20小時。(見圖3)

　　盡管如此，這并沒有完全遏制負電價的增長。因此，到2021年，德國這一限制措施進一步收緊至“4小時規則”。

　　到2023年初，為避免負電價超過規定時間，可再生能源運營商開始采取預防性減少發電量，以免失去市場和管理補貼。這一現象進一步證實，政策的靈活性對于減少負電價起到了明顯的作用(詳見圖4)。

　　值得注意的是，負電價不僅在電力供過于求的情況下出現，也可能在用電量減少時出現。2022年，受俄烏沖突的影響，天然氣價格飆升，導致德國的天然氣消費量急劇下降。德國大部分家庭因此開始調整取暖時間，以降低電力消費。然而，這一期間并沒有出現負電價回升的情況，說明了動態市場補貼的重要性和有效性。

　　法國在能源危機后也進行了相應的政策調整，核能占比有所下降，燃氣發電比例增加。隨著經濟逐漸復蘇，負荷逐漸恢復，負電價的小時數也有了明顯下降。

　　綜上所述，政策的靈活性對于減少負電價起到了關鍵作用。無論是在日常市場還是能源危機中，這種靈活性都顯示出其重要性。同時，政策的適應性和靈活性也為儲能技術的應用提供了空間。

　　雙向發用電技術對減少負電價的作用

　　抽水蓄能電站和電池，由于擁有雙向發用電和快速響應的特性，逐漸在電力市場中占據優勢地位。在一次調頻市場上，逐漸替代了傳統的燃煤和燃氣電廠。

　　在德國，隨著電池技術的進步和投資成本的下降，其在一次調頻市場中的市場份額已迅速攀升至60%。考慮到正在建設或已獲批準的電池電站，預計電池在不久的將來將完全主導一次調頻市場。

　　目前，德國的許多火電廠都配備了電池用于一次調頻，以減少發電機在一次調頻時的磨損，增加發電機的壽命。電池也被用于增強火電廠在二次調頻時的響應速度。

　　盡管電池在一次調頻市場的表現卓越，但其價格仍然相對較高，導致其獨立盈利能力受限，尤其是在沒有政府補助的情況下。此外，當前的電池容量還無法滿足二次調頻的要求，也限制了其在二次調頻市場的應用。

　　總體而言，儲能技術，尤其是電池，正在逐漸取代傳統電廠的調頻方式。但要充分發揮其緩解負電價的效果，還需進一步降低成本、擴大容量，并得到適當的政策支持。

　　市場平衡機制對減少負電價的作用

　　市場平衡機制在減少負電價中扮演了核心角色。負電價，從本質上看，是電力系統在供需不平衡時的一種突出的表現。歐洲的經驗特別是德國的實踐表明，有針對性的系統平衡機制能夠刺激平衡服務的發展，利用市場力量，增強電力系統的應對能力，可以降低出現負電價的頻率。隨著服務提供者和商業模式的增多，價格上的競爭變得激烈，不僅減少了負電價，還降低了系統平衡的費用。

　　系統平衡機制的另一個重要組成部分是電力市場之間的互聯和協同。通過跨區域、跨國的合作，可以更好地對系統需求進行平衡，大大減少了負電價的風險。例如2021年，當愛爾蘭加強了與英國的電網連接，并提高了互聯線的交換能力時，負電價的出現頻次顯著減少。當然，其中也有疫情后的經濟復蘇、用電量增長的原因。

　　值得深思的是，引入負電價本身就是市場調節機制的體現，目的就是鼓勵電力生產者增加系統的靈活性，從而更好地適應市場的變化。這在某種意義上與數學中引入負數的邏輯是相似的——都是為了拓展系統的應用范圍和處理能力。

　　對負電價未來發展的分析與預估

　　在經歷了能源危機之后，歐洲各國政府紛紛加大了對可再生能源發展的投入。自2014年德國光伏陷入低點以來，近年來德國的光伏發電得以復蘇，重新達到了往日的高峰。更引人注意的是，盡管電價仍然明顯低于2022年能源危機時的最高水平，但它們在某種程度上已經超過了德國政府對光伏發電招標的平均標價(范圍在4~6歐分/千瓦時)。因此，近年投入運營的大多數風電和光伏發電項目不僅能在無需國家補貼的情況下進行再融資，其發電的收益還有可能超過預期。

　　然而，負電價問題在德國能源市場中仍然持續存在。盡管德國對傳統電廠進行了系統化靈活性改造，但按照德國可再生能源協會的預測，到2030年德國仍將面臨300多小時的負電價情況，且這種狀況有可能直到2050年仍將維持在相同的水平(詳見圖5)，主要原因是能源系統的靈活性仍未能達到要求，盡管預期將有大規模的儲能和靈活負荷投入使用。

　　根據預測，如果所有傳統電廠都能成功進行靈活性改造，那么負電價出現的時間可以大大減少，甚至可能降低到現狀的1/3。然而，海上風電可能仍是一個棘手的問題，因為其在負電價時段的電力產量可能會達到整體的18%。

　　這也意味著，僅僅通過技術途徑可能難以完全解決負電價問題，政府還應該繼續調整可再生能源政策。因此，增強系統靈活性、促進海上風電和其他可再生能源的有序并網、發展熱泵和電轉熱等技術，以及提高電動汽車和其他電力負荷的普及率，都是未來減少負電價的關鍵措施。

　　電轉熱和熱泵對負電價的影響展望

　　德國可再生能源的裝機容量預計到2030年將增長到300吉瓦，而常規負荷僅維持在80吉瓦。其中超出的發電量主要將用于交通和供熱轉型。供熱占德國能源消費的一半以上，所以供熱轉型非常關鍵。新增的可再生能源將主要用于電轉熱、熱泵和其他電轉氣的應用。

　　德國的模擬計算顯示，雖然電轉熱、熱泵和電轉氣都有轉移負荷的潛力，從而緩解負電價現象。但如果負荷靈活性沒達到預期，負電價問題還是會出現。

　　考慮到未來能源價格可能會維持在高位，電轉熱的關鍵將是高效的熱泵，尤其是與光伏設備結合使用時，這在經濟上會更有益。與此同時，德國的家庭供熱還依賴于天然氣，但政府的新規定要求到2024年新增家庭供熱的可再生能源要達到65%。雖然這項政策引起了相當大的爭議，但方向應該是對的。電轉氣只有在年運行小時數達到4000小時才具有經濟效益，所以對減少負電價并不能發揮關鍵作用。

　　簡言之，電轉熱和熱泵有助于緩解德國的負電價問題，但要真正達到效果，還需結合其他技術和政策手段。

　　能源政策對負電價的影響展望

　　隨著德國計劃在2038年完全停用煤炭發電，其電力系統的靈活性有望大幅提高。因此，預計負電價的出現率將不會再繼續增長。若天然氣價格持續走高，那么德國的高能耗企業可能會在其他地區尋求更具經濟效益的生產環境，從而降低非靈活電力的需求，進一步削減負電價的發生。但是，這種遷移可能引發一定的去工業化現象。

　　根據特定的模型預測，負電價補貼規則的修改會影響到可再生能源運營商的收益。這會促使運營商密切關注市場電力需求，而與此相應的可再生能源投資政策也將隨之調整。但根據德國可再生能源協會的數據，即使在能源轉型完成后，負電價小時數仍可能維持在較高水平。預計歐洲各國對負電價小時數上限的限制可能還會更加嚴格，甚至可能完全取消此上限，實時修正可再生能源的市場補貼。

　　雖然德國已經停用核電，但核能對負電價的影響依舊不能被忽視。從實踐經驗來看，雖然西班牙的核電現在還沒有導致負電價，但隨著可再生能源比例的提高，深度調峰時負電價的風險仍然存在。

　　事實上，受能源危機的沖擊，法國已對核能政策做出了重大調整。新政策取消了之前的核電占比目標，并解除了63吉瓦的發電上限。為了增強核電的靈活性以補充水電的不足，法國正在研發兆瓦級模塊化反應堆。這些反應堆旨在實現模塊化、批量生產以降低成本，且其尺寸緊湊，與傳統的吉瓦級大型反應堆形成對比。

　　目前，核電技術正向小型化方向發展。設備將具有設計簡潔的特點，能迅速適應電力市場的變動，還會集成熱電聯產。盡管在核心技術上與傳統的大型核電站相近，但它們更強調模塊化和標準化的生產方法。這樣的策略預計將減少現場施工的難度，因為大部分部件可以在工廠預先制造后再運往工地。隨著小型核電站生產的規模化，核能導致的負電價問題有望得到更為有效的管控。

　　電池調頻對負電價的影響展望

　　在傳統電廠中，最低的運行出力一般在20~40%之間，這使得負電價的現象仍難以完全消除。調頻備用電廠已逐漸地成為降低負電價的重要瓶頸。在德國，二次調頻的成本逐漸開始接近一次調頻，而且電池電站的建設成本與抽水蓄能電站成本已經相差無幾。只要在容量上滿足要求，且經濟性不依賴政策補貼，電池未來很可能被廣泛應用于二次調頻。如果鐵-空氣電池技術的規模化難題能夠得到妥善解決，電池在二次調頻中的應用將對降低負電價產生重要影響。

　　總體而言，從宏觀層面看，要解決負電價問題，需采納多種策略。首要任務是增強整體能源系統的靈活性，包括提升電廠運行的靈活性及推動電熱轉換技術的進步。同時，引入創新的政策和法規，及調整能源結構。在能源轉型的過程中，政府政策起到了決定性的作用，尤其是通過調整可再生能源的補貼機制，有助于推動能源市場向更健康的方向發展。完善市場平衡機制是進一步提高能源系統的靈活性、實現供需平衡并減少負電價出現頻率的關鍵。值得強調的是，雖然上述策略取得了一定的成效，但負電價問題并未徹底消除，我們還需持續努力。終極目標在于將能源的生產、輸配、消費和儲存整合，形成一個靈活、有機和高度互聯的統一綜合能源系統。

　　歐洲負電價對中國的啟示

　　從中國的電力結構來看，煤電仍然占據主導地位，可再生能源增長勢頭強勁，已超過了美國與法國。在水電領域中，抽水蓄能電站的比例約占6%。這意味著有70%的電源需要進行靈活性改造，而且主要集中在煤電與水電上。這使得控制負電價成為一項艱巨的任務。

　　從表2中可以看出，中國與德國的電力結構有更多的相似之處，主要都是可再生能源與煤電占比較高。而美國主要依賴天然氣發電，法國則以核電為主。因此，德國的實踐經驗對于中國可能會具有更高的參考價值。

　　在提高火電靈活性方面，以下的德國經驗對中國具有一定積極的意義：

　　首先，火力發電廠的靈活性表現優越于預期。盡管燃煤機組的靈活性普遍低于燃氣機組，但經過技術改造，煤電同樣也具有強大的調節能力，能夠迅速適應可再生能源與電力需求的波動。

　　其次，改造煤電的靈活性，可以采納多種技術手段，不會降低工作效率，但可能會縮短設備壽命。另外，技術改造可以增強發電廠的響應速度，縮短啟動時間，但可能提高運營成本。盡管如此，從整體上看，通過大量發展可再生能源，節省下的燃料成本還是遠超過增加的運營與維護開支。

　　第三，提升燃煤電廠的靈活性可以增加風電和光伏發電的比例，但仍可能帶來更多的二氧化碳排放，因此，設定合適的碳價格至關重要。

　　第四，聯合調度火電廠的運營可以緩解其高昂的啟停成本，例如，一些火電廠暫停運營，而其他火電廠全負荷運作。這種聯合調度手段就是所謂的虛擬電廠技術，不僅涵蓋了分布式電源，還包含大型火電廠，其中火電廠是最核心的部分。

　　為了最大限度地發揮火電廠的靈活性，調整現貨市場機制，提供恰當的價格信號至關重要。目前，中國已經有部分地區出現了負電價。這表明電力供需平衡已成為顯著問題，有可能出現系統安全問題。因此，引入現貨市場的平衡機制勢在必行。

　　德國的經驗表明，分布式發電在消納可再生能源方面發揮了關鍵的作用。鑒于中國的電力需求仍然在持續上升，增量部分采用分布式發電技術，將進一步增強電力系統的適應性。這樣不僅能更高效地消納可再生能源，還可避免負電價的頻繁出現。

　　德國的實踐經驗還表明，在可再生能源的占比未達到50%之前，大規模地建設儲能系統并不比建立平衡機制有效，而且可能會增加能源轉型的成本。在中國，與電池技術相比，抽水蓄能電站不僅成本更為優化，建設速度也快。因此，發展抽水蓄能是提高電力系統靈活性的理想選擇。

　　在德國，為電廠進行靈活性改造的資金部分來源于系統的平衡費用，部分來源于現貨市場的出清價格，即按照邊際成本進行排序的最終價格。在新能源初期發展階段，天然氣發電曾受到可再生能源的排擠，導致出清價格下降，致使傳統電廠經常處于虧損狀態。但在可再生能源進入中期發展時，由于棄核退煤政策，出清價格開始由燃氣發電的邊際成本來決定，火電盈利狀況會隨之好轉。否則，在沒有補貼的情況下，火電很難承受靈活性改造的成本。另外，適時調整新能源的補貼政策，能使新能源的發展更好地適應電力需求的平衡。

　　最后需要指出的是，盡管德國的經驗具有一定的參考價值，但鑒于中國的國情、經濟布局和地理特點與德國仍然存在顯著差異，直接復制德國的做法或不完全符合中國的實際情況。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年09期，作者系德國PSI軟件公司高級業務發展經理、中國電機工程學會外籍會士