为了减少负电价的出现，发电必须以跟踪用电的方式来达到供需平衡。在发电过剩的时候，传统电厂需要通过提高运行的灵活性来减少发电量。用户可以通过实施电转热、电转气、电转液，以及负荷控制来增加用电量，降低负电价小时数。政府可以通过调整可再生能源的政策使其跟随需求。另外，抽水蓄能和电池的双向发用电特性和市场的平衡机制都可以促使供需平衡。

　　提高电厂灵活性在减少负电价中的重要作用

　　德国，在能源转型之初，一直以煤电为主。因此，提高电厂灵活性在当时实质上是增强煤电的适应性。到目前为止，有条件的电厂都已经进行了相应的灵活性升级和改造。其中，燃气电厂通过锅炉改造和大小机组组合的方式提高了运行的灵活性。一些工业企业甚至达到了多样化的燃料选用，例如，燃油和燃气的替代使用，或是燃气与氢气的混合使用。

　　与德国相比，核能在法国的电力结构中占据主导地位，提供了约65%的电力，法国在提高核电厂的灵活性方面经验更丰富一些。以下是法国针对核电厂的灵活性改造所采取的几个工作要点：

　　其一，为适应可再生能源的波动性，核电厂改造后支持负荷跟踪运行，可以根据需求实时调整发电量;其二，核电厂部分设备和控制系统已经进行技术升级，以确保在变负荷运行时能保持稳定和安全;其三，通过增强灵活性，核电厂减少了频繁的启动和关闭，延长了其使用寿命并降低了维护成本;其四，随着可再生能源比例不断增长，核电厂的灵活性改造为与风能、太阳能等可再生能源的更高效协同创造了条件;其五，除技术升级外，操作人员的培训也是核心部分，以确保他们能有效应对各种运行场景。此外，管理和运行策略也进行了调整以适应新的变化。

　　然而，欧洲其他国家核电的灵活性尚不及煤电，而煤电又不及燃气发电。但是，每种能源形式的灵活性都有其物理极限。例如，法国经验表明，核电厂在燃料使用初期可以将最低出力降到20%，但这一数字会随着燃料使用的进展逐渐增加。

　　总得来说，法国在提高核电厂灵活性上的努力和经验为其他国家提供了有益参考。尤其是在核电厂的协同运营上，法国有时会让部分核电厂退出运行，而让其他电厂满负荷发电，这一点尤其值得其他国家学习。

　　电转热对减少负电价的作用

　　德国在能源领域的创新及其对负荷的削峰填谷管理已经取得了显著的成果。尽管大型可再生能源发电有直销电力市场的要求，并且虚拟电厂技术已经广泛应用，但热电联产和电转热的发展潜力仍然巨大。

　　为了应对极低电价甚至负电价时的运营挑战，德国的供热运营商正在增设大容量的电转热模块。在负电价出现时，他们可以暂时停止热电联产电厂运行，利用电转热技术，低成本地满足供热需求。这一策略可有效降低热电联产发电的运营损失。

　　对于电转热，德国的典型商业模式是热电联产和电转热的协同运作，同时参与调频市场和现货市场。在过去，大型电转热设备的经济效益并不理想，因为所有电力消费都要缴纳“可再生能源税”。但自2022年起，这项附加税已被取消，大大增强了大型电转热设备的投资吸引力。对于这类设备，其经济效益与其满载运行时间紧密相关。通常，满载运行时间在1000至1800小时之间是其盈利的关键，特别是在负电价频繁出现的情境下。

　　目前，德国北部的输电公司正在与当地的综合能源网络公司合作开发大型电转热项目。这些项目位于北部风电过剩的地区，预计将新增10吉瓦的电转热容量，相当于当地风电装机容量的约1/6。

　　电转热的效率不高，热泵是更好的选择。尽管热泵单体规模一般较小，但德国已拥有累计超过10吉瓦热泵的总容量。德国热泵协会预测，到2050年，为实现供热转型，德国至少需要部署1700万台热泵。现在，一些热泵已经被集成进虚拟电厂系统，为现货市场和调频服务市场提供支持，尤其是在负电价时段。

　　与德国相比，丹麦拥有高度集中的供热系统，多数供热设施都已与电力系统实现了良好的集成。电转热技术正成为一种将多余电能转化为热能的有效手段。丹麦早在20世纪80~90年代就开始研究和推广大型热泵技术，随着技术进步和成本降低，这一技术的应用范围已大为扩展。

　　丹麦的负电价在2020年前主要发生在冬季风电过剩的时候。随着电转热和热泵技术的普及，风电对供热的贡献逐渐增大。从2020年开始，负电价由于光伏发电的增加只是在夏季才出现。这体现了电转热和热泵技术在电力和供热系统整合中所发挥的重要作用。

　　政策的灵活性对减少负电价的作用

　　在欧洲各国中，德国实施的电力补贴政策更为积极主动。以其对可再生能源的补贴政策为例，德国的补贴期限长达20年，相比之下，法国的此类补贴仅维持15年。在面临负电价挑战时，欧洲各国政府都展现出政策的灵活性，既保持了对可再生能源的长期扶持，同时也对市场补贴政策进行了动态调整。

　　德国的研究发现，负电价以持续6小时居多。因此，德国政府制定了相应的限制措施，例如，如果现货市场价格出现长达6小时或更长时间的负电价，可再生能源的市场及管理补贴将会被取消。而法国对于负电价持续的时间上限规定则是20小时。(见图3)

　　尽管如此，这并没有完全遏制负电价的增长。因此，到2021年，德国这一限制措施进一步收紧至“4小时规则”。

　　到2023年初，为避免负电价超过规定时间，可再生能源运营商开始采取预防性减少发电量，以免失去市场和管理补贴。这一现象进一步证实，政策的灵活性对于减少负电价起到了明显的作用(详见图4)。

　　值得注意的是，负电价不仅在电力供过于求的情况下出现，也可能在用电量减少时出现。2022年，受俄乌冲突的影响，天然气价格飙升，导致德国的天然气消费量急剧下降。德国大部分家庭因此开始调整取暖时间，以降低电力消费。然而，这一期间并没有出现负电价回升的情况，说明了动态市场补贴的重要性和有效性。

　　法国在能源危机后也进行了相应的政策调整，核能占比有所下降，燃气发电比例增加。随着经济逐渐复苏，负荷逐渐恢复，负电价的小时数也有了明显下降。

　　综上所述，政策的灵活性对于减少负电价起到了关键作用。无论是在日常市场还是能源危机中，这种灵活性都显示出其重要性。同时，政策的适应性和灵活性也为储能技术的应用提供了空间。

　　双向发用电技术对减少负电价的作用

　　抽水蓄能电站和电池，由于拥有双向发用电和快速响应的特性，逐渐在电力市场中占据优势地位。在一次调频市场上，逐渐替代了传统的燃煤和燃气电厂。

　　在德国，随着电池技术的进步和投资成本的下降，其在一次调频市场中的市场份额已迅速攀升至60%。考虑到正在建设或已获批准的电池电站，预计电池在不久的将来将完全主导一次调频市场。

　　目前，德国的许多火电厂都配备了电池用于一次调频，以减少发电机在一次调频时的磨损，增加发电机的寿命。电池也被用于增强火电厂在二次调频时的响应速度。

　　尽管电池在一次调频市场的表现卓越，但其价格仍然相对较高，导致其独立盈利能力受限，尤其是在没有政府补助的情况下。此外，当前的电池容量还无法满足二次调频的要求，也限制了其在二次调频市场的应用。

　　总体而言，储能技术，尤其是电池，正在逐渐取代传统电厂的调频方式。但要充分发挥其缓解负电价的效果，还需进一步降低成本、扩大容量，并得到适当的政策支持。

　　市场平衡机制对减少负电价的作用

　　市场平衡机制在减少负电价中扮演了核心角色。负电价，从本质上看，是电力系统在供需不平衡时的一种突出的表现。欧洲的经验特别是德国的实践表明，有针对性的系统平衡机制能够刺激平衡服务的发展，利用市场力量，增强电力系统的应对能力，可以降低出现负电价的频率。随着服务提供者和商业模式的增多，价格上的竞争变得激烈，不仅减少了负电价，还降低了系统平衡的费用。