为应对气候变化，包括中国和德国在内的全球越来越多国家都提出了碳中和目标，并向国际社会作出了减排承诺。我国提出2030年前实现碳达峰，2060年实现碳中和，德国在去年对其气候目标作出修改，将此前的2050年实现气候中和目标提前到了2045年，并相应对其阶段性目标作出了修正，包括到2030年德国较1990年温室气体排放量减少65%、到2040年减少88%、到2045年实现温室气体排放中和、到2050年实现负排放。

　　德国在温室气体减排方面探索了很多不同的技术路径。据统计，德国2020年通过发展可再生能源共减少了2.27亿吨的温室气体排放，而2020年德国的温室气体总排放量为7.39亿吨，因此大力发展可再生能源是实现德国气候目标路径的一个重中之重。这也是德国提高温室气体减排承诺后，马上相应调整其可再生能源发展目标的原因。2030年德国可再生能源占比从目前的46%提高到80%，占一次能源的比例从目前的20%提高到30%。本文聚焦电网，仅从可再生能源这一技术路径出发进行分析。

　　德国如何保障高比例可再生能源电力系统的供应安全

　　增加投资，扩建电网

　　2019年，德国用于电网的投资高达106亿欧元，其中约75亿欧元用于配电系统建设，31亿欧元用于输电建设，这一投资额度分配契合德国以分布式为主的电力系统，因为绝大多数的可再生能源都是分散式并接入配电网，因此德国对配电网的扩建、升级改造要求最高，相应的投资也更集中在配电系统建设。而四项立法构成了德国电网扩建协调化、加速化和透明化的基础，即《能源经济法》(EnWG)《加速电网扩建法》(NABEG)《联邦需求规划法》(BBPlG)和《电网扩建法》(EnLAG)。

　　电力系统服务为德国供电系统保驾护航

　　谈到德国电力系统较高的安全性和经济性，就不能不强调德国的电力系统服务。电力系统服务是电网为适应可再生能源波动性和供需不平衡而采取的一揽子措施工程。

　　2019年，德国输电系统运营商的年度系统服务成本为18.2亿欧元，在这一成本中，能源平衡服务的比重在逐年下降，这并不意味着服务减少了，而是成本降低了，这一方面归因于德国输配电网公司相互之间的协调得到大幅优化;另一方面是德国电力市场日间交易量越来越大，电力短期合同越来越多，使得平衡电力供需的成本有所降低。

　　同时，电网备用和弃风弃光的服务成本在最近几年呈现增长趋势，这主要归因于德国的电网规划和扩建赶不上可再生能源快速发展的趋势。德国电网规划、立法、审批、建设整个流程较长，滞后于可再生能源发展，因此电网瓶颈、拥堵情况导致弃风、弃光现象及其成本增加。德国弃风、弃光在系统服务成本中占的比例大，实际弃风、弃光率并不是很高，约1%～3%;但弃风、弃光量的绝对值在最近几年一直很高。

　　保障供电安全的不同电力市场设计

　　保障电力安全离不开欧洲不同的电力市场设计，目前在欧洲主要是容量市场和单一能量市场。德国采取的是单一能量市场，没有容量市场，以杜绝容量市场为化石能源提供“补贴后门”的可能性。为了提高灵活性和效率，欧洲中部和北部的国家已经放开了能源市场，并选择依靠单一容量市场。但随着可再生能源比例越来越高，仅仅通过单一能量市场很难实现供需之间的完美匹配，因此这些国家(德国、瑞典、波兰)在发展单一能量市场的同时，还引入了战略储备容量。

　　与欧洲大电网互联和跨境交易

　　除本国电网保障措施外，德国非常依赖欧洲的大电网。如德国-挪威海底高压直流系统、与丹麦开发的海上风电场互联等，这对德国的电力供应安全性和经济性都起到一定作用。德国的跨境电力交易在2015年减少了约10吉瓦的剩余峰值需求，预计2025年会减少20吉瓦。在德国，剩余峰值需求是一个专门的概念，不是指减掉目前所有装机能够提供的容量，而是减去可再生能源电力后剩下由传统化石能源来满足的需求。这一特殊概念的设置和德国退核、退煤密切相关，目的是慢慢减少其对传统化石燃料电厂的依存度。

　　电网平衡基团

　　电网平衡基团，也叫电力供需平衡责任方，在德国电网安全运行中扮演着重要角色。他们分布在德国的四大输电网运行区域内，共有约2700多个平衡基团。德国电网或者电力市场之所以能够实现自平衡，最重要的依据或者最重要的基础元素就是平衡基团。平衡基团首先是在自己基团内部实现供需平衡，如实现不了，那就在平衡基团所在的输电网控制区内进行平衡匹配;如果控制区内还不能实现，下一步就是跨区域平衡;如果国内跨区域平衡不能实现，再到欧洲大电网，也就是国际电网控制合作组织(IGCC)成员国之间进行平衡。德国电网平衡基团渗透在德国的电力市场，平衡基团和输电系统运营商的合作是电力供需平衡的关键，也是驱动虚拟电厂发展的重要因素。

　　德国虚拟电厂的发展

　　电力系统的灵活性是帮助德国实现高比例可再生能源电力系统安全稳定运行，并助力实现碳中和的重要手段。而虚拟电厂(VPP)通过聚合并集中调度分布式能源，成为提升电力系统灵活性的解决方案。参与虚拟电厂的分布式电源主要包括连接到配电网或终端用户附近的中小型资源，涵盖分布式发电机组、需求侧资源和储能。单独的中小型能源资源虽具有灵活性潜力，但由于规模过小、分布较分散、发电波动过大，无法直接提供系统服务。虚拟电厂通过聚合商，把独立的分布式能源资源作为单一资源捆绑到发电资产组合中，通过中央信息技术系统监控、预测和优化来调度其发电、储能等的电力需求，使分布式资源能参与电力市场交易并向系统运营商提供灵活性电源。

　　据德国伍珀塔研究院对虚拟电厂商业运营模式的研究成果预测，德国的能源聚合市场和灵活性市场规模为75吉瓦，这一数字预计到2030年将翻一番。在德国，虚拟电厂已经完全实现商业化。由于《可再生能源法》引入了可再生能源发电直接销售的要求，德国虚拟电厂运营商的一项主要业务是在批发市场销售100千瓦以上中型可再生能源电厂生产的电量，在日前市场优化其售电，使这些电厂成为虚拟电厂资源。此外，虚拟电厂还有利于灵活性较高的机组(生物质发电和水电)在日间市场和平衡市场中获利。根据运营商不同，德国的虚拟电厂大致可分为三种类型：

　　一是独立虚拟电厂运营商，这类运营商不隶属于传统客户的电力供应商，但可成为电力供应商(目前主要是装机在100千瓦以上的大客户)。

　　二是大型电力公司(跨国、地区和市级企业)将自己的发电资源及可能的负荷用户和发电机组聚合到虚拟电厂当中。作为电力公司，他们也是平衡责任方。

　　三是新型市场参与者，特别是小规模分布式能源资源的制造商，主要将其用户的资源聚合到虚拟电厂当中。

　　德国虚拟电厂发展驱动因素——市场与监管

　　虚拟电厂这几年在德国发展迅速主要受益于市场与监管的驱动因素。首先，德国电力市场高度自由化，无论是电网、电厂，还是输电、配电、售电，这些电力相关业务都互相拆分。根据《德国能源经济法》第七条规定，所有客户超过10万家的能源公司必须依法将其电网运营业务从竞争性的发电或供电业务中剥离;规模较小的公司必须为发售电和输电业务分别设立独立账户。德国电力市场的高度开放为新兴市场主体进入市场，并发展成为可持续运营且获利的新型商业模式提供了重要前提条件。而上文提到的电网平衡基团则是虚拟电厂发展的另一大驱动因素。平衡基团确保平衡区内总发电量、总外购电量与用电量相匹配。目前很多虚拟电厂的运行商和平衡基团之间是合作关系，很多平衡基团的责任方也可以运营自己的虚拟电厂。