如果没有负电价，包括可再生能源在内的各类电源都会出于经济利益尽可能多发电，从而加剧电力市场供大于求的状况。因此，市场设计中缺少负电价的弊端愈发凸显。常规电源中，除了燃气机组可以灵活启停外，煤电、核电等都不适于频繁启停或快速上下调节出力，不仅技术上难以实现，而且成本代价也非常高。当在某个时段可再生能源出力非常之大，足以满足甚至超过用电负荷，导致电力批发市场电价为零或为负时，系统中的煤电等常规电源为了避免启停带来巨大经济损失，不得不在电力市场上按照负电价竞价，宁可“倒贴钱”也要获得继续发电的权利。

　　但是，负电价要不要及时传导到用户侧，德国电力市场设计者们一直犹豫不决。当电力市场批发电价非常低，为零甚至为负时，理论上用户用电价格也应下降，用户应该得到相应的实惠。但现实情况非常复杂。在德国，用户一般都与售电商签订售电服务协议，协议期限通常是一年，给用户的电价在协议期限内是固定的。售电商代表用户到市场上参与电力买卖交易，在批发电价基础上加上输配电价、各种税费(包括可再生能源电价附加费)，在考虑售电商合理收益后，来确定用户的电价。售电商直接参与市场交易，其价格与市场实时联动，但与用户电价并不发生联动。因此售电商本身需要承担很大的经营风险，如果这一年电力市场批发电价非常低，而给用户的协议价格定高了，那么下一年用户就会抛弃原来的售电商，转向价格更低廉的售电商;反之，如果这一年电力批发市场电价非常高，而给用户的协议价格定低了，售电商就要承担损失。

　　负电价对用户主动购买和使用绿色电力套餐的引导特别重要。随着新能源装机和发电占比不断提升，出现负电价的次数和时长都会增加，但是用什么样的方式将电价传导到用户侧，使终端电价引导消费生产，的确是一个难题。

　　因为要成为一家绿色售电商并且在市场上存活实在太难了。由于可再生能源长期预测性差，而短期现货市场的价格风险高，售电商一旦风险管理失误就会带来惨痛的后果。很多绿色售电商也拥有可再生能源发电资产，如果售电出现风险，发售一体的资产组合管理就会遭受巨大损失。为了在各类电力市场中博得更多收益，绿色售电商还会将储能、需求响应等资源纳入到资产组合中，进行集中优化(即所谓的虚拟电站)，如果没有一个合适的算法和一定的数据处理能力还是无法在市场上立足。所以留下来的绿色电力运营商，几乎个个都把负电价出现的时刻充分利用，以虚拟电厂或者负荷聚合的方式主动抓取负电价的机遇创造绿色利润。

　　如果市场设计者在最初没有这样的决心接受负电价，并且决意将其传导到消费侧，从现货到产销者直达的市场联动链条建立不起来的话，分布式新能源就很难借由市场的价格引导，以最快的速度突破30%-40%这个新能源高比例并入电网最艰难的阶段。

　　首创平衡结算单元

　　新能源的不稳定性必然会增加备用容量的需求，如果不采用市场的方式解决就意味着必然要赋予电网更强的调度权。电力市场设计在这一点上从一开始就以火电发电侧承担更多义务为基础，因为人们花费了很长的时间才认识到时间维度上的调频能力比空间上的协调更加重要。

　　在德国，经济高效容纳可再生能源的最大障碍被认为是投资者和生产商无法根据市场的变化，确定何时何地需要多少电力并由此来做出运营的决定。能源市场的组织方式必须使价格信号尽可能不失真，并且保持足够的敏感度。而让用户们对价格敏感的考量却从一开始就被忽略了。

　　所以德国最独特的市场设计就是平衡结算单元。这个设计一开始被糟糕的翻译——“平衡基团”给埋没了。“平衡基团”让人无法明白它的作用。发电商和大型能源供应商进行电力交易，交易分为期货和现货交易。期货一般提前一个月到6年进行，而现货交易在电力输送的前一天和当天进行，即日前交易和日内交易。当发电商因故障无法满足原发电计划，或者新能源发电因预测错误导致供需不平衡时，可以在日内交易进行调节。

　　在每小时交付电量之前，发电商、电力供应商将自己的发电计划或者电力需求预测传递给平衡结算单元，这个平衡结算单元可以由几个发电商和电力供应商共同组成，或者由一个大型发电集团对旗下电厂所有机组汇合一起单独成立，在一个平衡结算单元中，各电力企业需满足每15分钟内电力的供需平衡，当内部无法平衡时，可以和其他平衡结算单元的电力企业进行电力交易，否则就要接受导致电网供需不平衡的罚款。

　　在相互关联的电力市场中，平衡结算单元将是确保市场参与者财务平衡的最佳工具。在新能源比例不断增长的前提下，可以预期测量的平衡周期将从15分钟降低到至少5分钟甚至更短的时间。时间越短，对系统解决频率问题的帮助就更大，但对自动化和数字化水平要求更高。在一个高度分散的市场中，生产和消费单位规模都很小，通过物联网算法交易和自动运行平衡对这些单位进行交互式通信和控制成为必然。

　　平衡结算单元是支撑着新能源入网比例达到40%-60%这一最关键阶段的有效设置。由此在分布式配电网和微电网中，每个发电商、零售商、电力交易商甚至消费者都可以与输电网公司签订合同，成为一个平衡结算单元，无论他们在哪里设置物理馈入点。2018年开始，德国电力市场进入2.0阶段，一个重要的举措就是必须增强电网各部分各角色的灵活性，而灵活性绝不仅仅是设备或者系统能力上的灵活，市场设计也必须保持高度的灵活性。

　　由于灵活性选项的潜力如此多样，比如各种储能，因此没有必要专门推广个别技术。从经济角度来看，最有成本效益的解决方案应该来自开放的技术竞争。做到这一点的关键是尽可能不失真地给出价格信号，但这个信号在调频服务上遇到了时间颗粒度和功率度不断下沉的趋势。

　　在德国、比利时和北欧的很多国家，传统的调频调峰被重新归类成了FCR(频率抑制备用)、FRR(频率恢复备用)、RR(替代备用)，其中FRR还分为手动aFRR和自动mFRR。FCR通常的作用区域在1分钟左右，aFRR在5分钟，mFRR在15分钟左右。但是在火电比例更低、新能源频率震荡更加激烈的英国，甚至还推出了EFR(增强型频率响应服务)，即在1秒或者更短时间里对频率偏差实现100%有功功率输出的一种调频服务，在这之下还有动态遏制(DC)、动态稳定(DM)和动态调节(DR)。

　　1秒下的频率响应，容量需求不大但是要快，100千瓦甚至50千瓦的设备控制就成为常态。如果它们碰巧不在一个区域，那么跨区域的虚拟电厂连接和运营就成为必须。这种颗粒度的下沉和空间维度的跨越，是迄今为止德国这样新能源比例已经很高的市场模型遇到的最核心的挑战。

　　但是这个挑战真正的麻烦并不在市场端。

　　解决调频备用容量问题的一种方式是在更大的区域，比如欧洲范围内进行区域平衡市场设计。近年来，欧洲地区和国家电力市场逐渐融合，整合更加紧密。国家电力市场受益于跨境电力交易的可能性，可以更好地平衡消费和发电的差异，此外，欧洲的需求高峰并不总是同时出现。由于内部市场的这种超区域平衡，可以保留较少的容量。计划外停电的概率也不断降低，因为在更大的市场中供需可以更好地匹配，个别线路的故障可以更容易地得到补偿。这意味着供应安全将得到加强，欧洲的发电成本将下降。

　　但是区域市场对协作的要求极高，对市场套利的预防和容忍度也极高。德国、比利时、英国快速爆发的电池储能市场会让很多电网公司的专家感到愤怒，因为每一秒钟这些电池的收益可能就是那些专家一年的薪水。在澳洲和英国，这样的市场设计的确催生了很多暴发户。