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郑漳华 杨方 马志远
全球能源互联网集团有限公司
作为全球能源转型的先行者，德国凭借清晰的战略目标与系统的政策举措，在能源清洁转型领域稳步前行。该国制定了雄心勃勃的气候目标，计划2045年前实现碳中和，并承诺到2030年将可再生能源占比提升至80%以上。通过可再生能源法等一系列法律法规，德国为可再生能源补贴、优先并网、分布式能源发展等提供了坚实的政策支持和法律保障。面对太阳能和风能资源有限、煤炭消费占比高、工业用电量大以及南北电力供需差异显著等多重挑战，德国用十年时间完成了从“以火电为主”到“新能源为主”的电力系统转型，当前正推进“2023弃核、2038弃煤、2045实现完全脱碳”的战略目标。在此进程中，德国在促进需求侧负荷灵活性方面的探索中积累了大量可供借鉴的实践经验，对各国突破能源转型瓶颈或有重要参考价值。
需求侧负荷灵活性：
能源转型的核心命题与价值所在
目前，德国电力系统灵活性几乎完全由发电侧提供，但高比例风光正推动“由供给跟随负荷”向“负荷适应供给”的范式转变。过去，系统依赖传统发电厂根据需求变化调整发电量；随着太阳能、风能等间歇性可再生能源在能源结构中占比不断提升，系统平衡越来越需要需求侧具备可调节能力：将用电需求转移到可再生能源出力高的时段，或对电网运营商的信号快速响应。电动汽车、热泵、电解槽及工业用能过程，都是潜在的灵活负荷来源。
提升需求侧灵活性已成为德国能源转型的关键挑战，核心在于“构建数字底座+完善市场与监管”两端同步发力。一方面，需要在配网层面加快数字化基础设施建设，支撑各类设备和市场主体的数据交换与精准控制；另一方面，需完善市场与监管环境，确保市场信号和电网信号能够有效传递至所有相关参与方，同时消除阻碍灵活性发挥的制度性障碍，使需求响应、聚合参与和灵活性产品交易可规模化落地。
德国对促进需求侧灵活性提升有三点关键认知：其一，需求侧灵活性是平衡能源供需、优化系统成本的关键抓手。通过削减发电和用电高峰，可减少对新增稳定发电容量的需求，缓解电网阻塞压力，降低整体系统成本，最终惠及所有电力用户。其二，负荷侧灵活性的规模化释放取决于价格机制与数字化技术的共同落地。尽管电动汽车、热泵、电池等设备具备响应潜力，但若现货价格与电网稀缺信号无法有效传导至终端用户与聚合商，难以形成稳定、可持续的商业激励与运行模式。其三，绿氢为高比例可再生能源提供了长周期调节能力与跨行业减排通道。绿氢不仅有助于实现跨季节储能，解决可再生能源间歇性问题，还能推动工业和部分交通领域的脱碳进程，成为连接多领域的关键能源载体。
机制探索、现实瓶颈与突破路径
需求侧灵活性资源被普遍认为是以可再生能源为主的未来电力系统的重要调节手段。其核心作用体现在两方面：一是发挥市场调节功能，在可再生能源出力低时降低峰值负荷、出力高时增加电力需求，从而稳定电价，降低消费者整体用电成本；二是通过平滑净负荷曲线降低系统调节压力，提升电网稳定性并减少再调度需求。负荷调节既可由单个消费者自主实施，也可由聚合商将多个消费者打包后协同参与。
对于单个消费者，需求响应的典型场景通常涉及温度、压力或能耗可调的工业与商业过程，例如，通过加热某种材料进行物理储能，后续再转化为电能使用。大量小型消费者由于个体规模太小，无法独立在市场上发挥作用，通过聚合商进行资源整合可以成为释放市场潜力、提升市场参与度的关键模式。欧盟已正式确立独立聚合商的市场角色，为该模式的推广提供了制度保障。在德国小型消费者中，电炉和热泵是当前负荷控制的主要应用领域；电动汽车虽被寄予厚望，但截至2024年，其普及率仅约3%（另有6.5%的混合动力汽车），对需求侧灵活性提升的贡献尚未完全显现。
在聚合模式下，聚合商通过整合大规模消费者形成可观的可调节容量，从而获得显著的市场参与潜力，而消费者则通过参与调节获得相应报酬。德国当前整合需求侧管理的常见安排是，消费者与配电网运营商（DSO）签订负荷控制协议，该协议赋予DSO对特定设备（如电动汽车充电、热泵、电池或空调等）的远程调控权；作为交换，消费者可享受电网费用降低的优惠。值得注意的是，随着可再生能源占比提升，德国在上午11点至下午5点之间频繁出现零或负电价，未来市场设计的优化将进一步强化这一趋势，使企业和家庭能够在风能和太阳能发电量高的时段享受低电价，进而降低整体系统成本。
尽管需求侧管理潜力巨大，德国需求侧灵活性资源的充分释放仍受到技术、监管和经济层面的多重约束，主要体现为：
一、基础数据信息不足。传统上电力系统灵活性主要来自大型发电厂，它们与电网运营商建立了直接的数据交换机制。而需求侧（以及小型生产者）在计量、通信、接口标准与可控能力方面仍不完善，相关能力正随智能电表与配网数字化推进而逐步发展。这一问题需要通过电网监管变革加以解决，具体来说，需要推动智能电网投资，完善电网公司的通信和控制技术，同时监管机构应提供足够的市场数据，鼓励对分散式灵活性资源进行聚合。
二、动态电价尚未普及。虽然动态电价在批发采购商中已较为常见，但在家庭用户中应用有限。标准的固定电价模式使家庭用户无法从自身灵活性调节中获利。不过这一局面有望得到改变，自2025年起，欧盟法律要求供应商必须提供动态电价，这为灵活性市场的发展或创新辅助服务的引入奠定了基础，使负荷控制和电池资源能够更好地为配电网运营商所用，激励用户利用灵活性参与电网阻塞管理。
三、过网费机制对灵活性激励不足。电网费用是消费者电价中第二大成本组成部分，其定价方式直接影响用户的用电行为和响应意愿。目前，德国小客户缺乏灵活性激励，大客户甚至存在负激励——根据现有规则，若大型工业用户每年用电量至少达到10吉瓦时且用电时长达到7000小时，则可享受大幅电网费用折扣，导致相关用户为锁定优惠而维持稳定用电，而非对电力市场价格信号作出响应。未来，德国和欧盟层面的电网费用改革将聚焦于奖励灵活性的使用，同时优化整体电网成本。
四、容量市场激励机制有待完善。设计合理的容量市场能够激励投资流向成本效益高的灵活性选项，从而减少对可调度发电容量的投资需求，但目前，德国在这一领域的机制设计仍需优化。
能源聚合的创新实践与商业发展
作为德国需求侧管理的重要实施机制，聚合商通过整合分散用户资源形成虚拟电厂（VPP）参与市场交易，在从灵活负荷中获利的同时，为用户提供经济补偿或电价优惠。需求侧灵活性参与系统平衡的核心特征是“分散自治、集中控制”——聚合商将大量消费者的调节能力整合起来，形成可在市场上交易的“虚拟电厂”，这一机制有效减少了对可调度发电容量的依赖，避免了系统成本的过度上升。
虚拟电厂的盈利模式主要包括两种：一是将聚合后的100千瓦以上可再生能源电力出售至电力批发市场；二是聚合生物质发电和储能等灵活单元，从日内市场和平衡市场中获利。此外，聚合商还可通过将灵活负荷出售至备用市场，或通过将电力需求从高价时段转移至低价时段进行套利交易获取利润。
从政策层面看，德国可再生能源法明确规定，超过100千瓦的可再生能源发电项目需要参与电力市场交易和销售，这促使许多分布式可再生能源被聚合为虚拟电厂在系统内运行。同时，德国电网公司允许虚拟电厂参与平衡机制，充分利用聚合资源实现电网平衡，主要提供二次和三次备用服务；《可中断负荷协议条例》也为虚拟电厂参与需求响应提供了制度保障。从项目层面看，虚拟电厂主要由独立运营商和售电公司开发和运营，这一模式得到了欧盟的支持。
德国现有多种各具特色的虚拟电厂发展模式。例如，Next Kraftwerke的混合模式（用户侧+发电侧），聚合资源参与平衡服务、直接销售、负荷需求侧等业务。在这一模式中，用户通过聚合以期增加电力销售收入并共享电网平衡服务收入，技术平台运营商也能共享电网平衡服务收入。E.ON Project的用户侧+模式，聚合用户可通过参与聚合以减少能源费用，E.ON则通过增加购买和销售收入获取电网平衡服务收入实现盈利。Sonnen的社区储能模式，核心功能包括平衡服务和需求侧响应。社区用户通过贡献共享储能资源以赚取电网平衡服务收入，Sonnen作为技术平台运营商获得相应分成。
储能：德国提升需求侧
灵活性的重要支撑
德国的需求侧储能应用以电池储能为主，未来还将考虑推广氢能储能。
为推动储能快速发展，德国政府出台了补贴、免税、剩余电量上网电价和融资支持等一系列政策工具，形成了全方位的激励体系：
一、直接补贴。德国政府出台“储能资助计划”，为储能系统开发提供资金支持。自2012年以来，该计划已为约250个项目提供了约2亿欧元资金，涵盖家用电池、兆瓦级储能系统以及利用可再生能源电解制氢的长期储能项目。
二、税收减免。根据2022年年度税法，自2023年起，德国对符合条件的屋顶光伏发电免征所得税和相应增值税，对光伏发电产生的电力收入也免征所得税（2022年德国个人所得税税率为14%-45%），大幅降低了储能配套光伏项目的投资成本。
三、容量补贴。部分城市和州根据储能系统容量提供直接财政补贴。例如，柏林的Energiespeicher PLUS计划为与光伏系统配套的储能系统提供每千瓦300欧元补贴，最高可达15000欧元；巴伐利亚州对每个装机容量超过3千瓦时的储能系统提供500欧元补贴，每多1千瓦时额外补贴100欧元，总额不超过3200欧元，且要求储能系统必须与光伏发电设施配套安装。
四、剩余电量上网电价优惠。根据修订的可再生能源法，2022年7月前，功率低于10千瓦的住宅光伏系统上网电价为6.24欧分/千瓦时；自2022年7月30日起，上网电价提高至8.6欧分/千瓦时；若用户选择全额上网，还可获得每千瓦时4.8欧分的额外补贴，总剩余电量上网电价达到13.4欧分/千瓦时，有效激励了用户安装储能与光伏配套系统。
五、融资支持。德国政府为储能项目提供低息贷款，德国复兴信贷银行（KfW）的节能建筑改造低息贷款计划（KfW Promotion Program 270）支持可再生能源的建设、扩建和购置，包括光伏或储能系统，符合条件的储能系统可享受2.3%的贷款利率，贷款额度可覆盖全部购置成本。
行业耦合与绿氢应用：
跨领域脱碳的关键路径
在众多跨行业耦合技术中，氢能被视为推动德国能源转型的关键支柱，德国政府高度重视并积极支持绿氢产业发展。自2000年以来，德国政府优先发展绿氢，资助并加速了多个相关项目。2020年，德国发布《国家氢气战略》，并于2023年进行更新，明确目标是到2030年使德国成为氢气技术的领先国家。德国将氢气定位为“难以直接电气化部门的重要替代能源”和关键工业原料，积极推动其在工业、交通、发电和供热领域的应用，并在氢运输、氢炼钢和氢发电等方面规划或建设示范项目。
在绿氢生产方面，德国致力于提高国内制氢能力并拓宽国际进口渠道。德国政府预计，到2030年，氢气需求将增加到240—330万吨，其中50%-70%需要进口。到2045年，氢气需求预计将上升到900—1250万吨，进口份额将进一步增加。在国内制氢方面，德国政府计划到2030年将电解槽产能从目前的5吉瓦扩大到10吉瓦。假设电解槽利用率为4000小时，电解效率为70%，到2030年，德国绿色氢气产量可达70万吨（28太瓦时），氢气缺口至少为30—120万吨（12—47太瓦时），将主要通过进口来弥补。
在绿氢储运方面，德国正在大力建设氢能基础设施。储氢设备需要具备长时间、大容量存储能力（如从夏季到冬季），通过存储大量能源，不仅能确保工业过程等对氢气的持续需求得到满足，还能在可再生能源发电长期不足或进口中断等特殊情况下提供储备缓冲，增强能源系统韧性，同时为氢气管网运行提供支持。德国计划基于国内天然气网络和天然气存储设施开发氢气存储和运输系统，2023年发布的《氢气核心网络》计划提出，2027—2028年在德国改造超过1800公里的氢气管道，到2032年在全国铺设9700公里的管道（其中约60%将利用或改造现有天然气管道），连接港口、工业区、发电厂和存储设施，总投资为198亿欧元。同时，现有天然气存储设施将逐步改造，并新建氢气存储设施，以实现可再生能源制氢与氢气消费之间的缓冲。德国还计划在大西洋沿岸港口建设能够接收液氢的终端，满足氢气国际贸易需求。
在绿氢应用方面，德国政府聚焦必须用氢才能实现脱碳的关键领域。在难以直接电气化或电气化成本效益较低的领域，如部分工业领域、航运、重载运输等，氢及其衍生物将发挥重要作用。根据预测，工业和电力系统是2045年德国氢气的主要需求来源。其中，工业需求全年较为稳定，而电力系统的需求主要集中在冬季（冬季可再生能源发电总量较低，且因白昼短、气温低等因素用电需求较高）。
未来，氢气将在德国能源系统中承担两大核心功能：一是在可再生能源发电高峰时产氢，电解槽将在电力系统需求侧发挥重要作用，灵活吸收高峰期可再生能源发电量，将能量储存在氢储能设备中，实现可再生能源供给与电解槽运行的充分匹配，最大限度挖掘可再生能源潜力；二是为燃氢电厂提供燃料，燃氢电厂将在可再生能源发电不足时承担电力系统的剩余负荷，成为发电侧电力系统灵活性的重要来源。这类电厂具有明显季节性用氢特征，必须依靠大规模氢储能系统保障氢气供应，特别是在冬季高消费期间。
结语
德国在能源清洁转型中促进需求侧负荷灵活性的实践，是一项涉及技术创新、机制设计、政策支持和跨领域协同的系统工程。从需求侧管理的模式探索到虚拟电厂的商业实践，从储能技术的规模扩张到绿氢产业的全面布局，德国通过持续的改革与创新，逐步破解能源转型中的诸多难题。
尽管目前仍面临技术普及、机制完善等挑战，但德国的实践表明，通过充分挖掘需求侧潜力，构建灵活、高效、清洁的现代电力系统，是实现碳中和目标的可行路径。这些经验与探索，不仅为德国自身能源转型的深入推进奠定了基础，也为全球其他国家和地区应对气候变化、实现能源清洁转型提供了宝贵的参考与借鉴。
编辑 何诺书
审核 姜黎
