中國儲能網(wǎng)訊：作為全球能源轉(zhuǎn)型的先行者，德國憑借清晰的戰(zhàn)略目標與系統(tǒng)的政策舉措，在能源清潔轉(zhuǎn)型領(lǐng)域穩(wěn)步前行。該國制定了雄心勃勃的氣候目標，計劃2045年前實現(xiàn)碳中和，并承諾到2030年將可再生能源占比提升至80%以上。通過可再生能源法等一系列法律法規(guī)，德國為可再生能源補貼、優(yōu)先并網(wǎng)、分布式能源發(fā)展等提供了堅實的政策支持和法律保障。面對太陽能和風能資源有限、煤炭消費占比高、工業(yè)用電量大以及南北電力供需差異顯著等多重挑戰(zhàn)，德國用十年時間完成了從“以火電為主”到“新能源為主”的電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，當前正推進“2023棄核、2038棄煤、2045實現(xiàn)完全脫碳”的戰(zhàn)略目標。在此進程中，德國在促進需求側(cè)負荷靈活性方面的探索中積累了大量可供借鑒的實踐經(jīng)驗，對各國突破能源轉(zhuǎn)型瓶頸或有重要參考價值。
01
需求側(cè)負荷靈活性：能源轉(zhuǎn)型的核心命題與價值所在
目前，德國電力系統(tǒng)靈活性幾乎完全由發(fā)電側(cè)提供，但高比例風光正推動“由供給跟隨負荷”向“負荷適應供給”的范式轉(zhuǎn)變。過去，系統(tǒng)依賴傳統(tǒng)發(fā)電廠根據(jù)需求變化調(diào)整發(fā)電量；隨著太陽能、風能等間歇性可再生能源在能源結(jié)構(gòu)中占比不斷提升，系統(tǒng)平衡越來越需要需求側(cè)具備可調(diào)節(jié)能力：將用電需求轉(zhuǎn)移到可再生能源出力高的時段，或?qū)﹄娋W(wǎng)運營商的信號快速響應。電動汽車、熱泵、電解槽及工業(yè)用能過程，都是潛在的靈活負荷來源。
提升需求側(cè)靈活性已成為德國能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵挑戰(zhàn)，核心在于“構(gòu)建數(shù)字底座+完善市場與監(jiān)管”兩端同步發(fā)力。一方面，需要在配網(wǎng)層面加快數(shù)字化基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，支撐各類設(shè)備和市場主體的數(shù)據(jù)交換與精準控制；另一方面，需完善市場與監(jiān)管環(huán)境，確保市場信號和電網(wǎng)信號能夠有效傳遞至所有相關(guān)參與方，同時消除阻礙靈活性發(fā)揮的制度性障礙，使需求響應、聚合參與和靈活性產(chǎn)品交易可規(guī)模化落地。
德國對促進需求側(cè)靈活性提升有三點關(guān)鍵認知：其一，需求側(cè)靈活性是平衡能源供需、優(yōu)化系統(tǒng)成本的關(guān)鍵抓手。通過削減發(fā)電和用電高峰，可減少對新增穩(wěn)定發(fā)電容量的需求，緩解電網(wǎng)阻塞壓力，降低整體系統(tǒng)成本，最終惠及所有電力用戶。其二，負荷側(cè)靈活性的規(guī)?；尫湃Q于價格機制與數(shù)字化技術(shù)的共同落地。盡管電動汽車、熱泵、電池等設(shè)備具備響應潛力，但若現(xiàn)貨價格與電網(wǎng)稀缺信號無法有效傳導至終端用戶與聚合商，難以形成穩(wěn)定、可持續(xù)的商業(yè)激勵與運行模式。其三，綠氫為高比例可再生能源提供了長周期調(diào)節(jié)能力與跨行業(yè)減排通道。綠氫不僅有助于實現(xiàn)跨季節(jié)儲能，解決可再生能源間歇性問題，還能推動工業(yè)和部分交通領(lǐng)域的脫碳進程，成為連接多領(lǐng)域的關(guān)鍵能源載體。
02
機制探索、現(xiàn)實瓶頸與突破路徑
需求側(cè)靈活性資源被普遍認為是以可再生能源為主的未來電力系統(tǒng)的重要調(diào)節(jié)手段。其核心作用體現(xiàn)在兩方面：一是發(fā)揮市場調(diào)節(jié)功能，在可再生能源出力低時降低峰值負荷、出力高時增加電力需求，從而穩(wěn)定電價，降低消費者整體用電成本；二是通過平滑凈負荷曲線降低系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力，提升電網(wǎng)穩(wěn)定性并減少再調(diào)度需求。負荷調(diào)節(jié)既可由單個消費者自主實施，也可由聚合商將多個消費者打包后協(xié)同參與。
對于單個消費者，需求響應的典型場景通常涉及溫度、壓力或能耗可調(diào)的工業(yè)與商業(yè)過程，例如，通過加熱某種材料進行物理儲能，后續(xù)再轉(zhuǎn)化為電能使用。大量小型消費者由于個體規(guī)模太小，無法獨立在市場上發(fā)揮作用，通過聚合商進行資源整合可以成為釋放市場潛力、提升市場參與度的關(guān)鍵模式。歐盟已正式確立獨立聚合商的市場角色，為該模式的推廣提供了制度保障。在德國小型消費者中，電爐和熱泵是當前負荷控制的主要應用領(lǐng)域；電動汽車雖被寄予厚望，但截至2024年，其普及率僅約3%（另有6.5%的混合動力汽車），對需求側(cè)靈活性提升的貢獻尚未完全顯現(xiàn)。
在聚合模式下，聚合商通過整合大規(guī)模消費者形成可觀的可調(diào)節(jié)容量，從而獲得顯著的市場參與潛力，而消費者則通過參與調(diào)節(jié)獲得相應報酬。德國當前整合需求側(cè)管理的常見安排是，消費者與配電網(wǎng)運營商（DSO）簽訂負荷控制協(xié)議，該協(xié)議賦予DSO對特定設(shè)備（如電動汽車充電、熱泵、電池或空調(diào)等）的遠程調(diào)控權(quán)；作為交換，消費者可享受電網(wǎng)費用降低的優(yōu)惠。值得注意的是，隨著可再生能源占比提升，德國在上午11點至下午5點之間頻繁出現(xiàn)零或負電價，未來市場設(shè)計的優(yōu)化將進一步強化這一趨勢，使企業(yè)和家庭能夠在風能和太陽能發(fā)電量高的時段享受低電價，進而降低整體系統(tǒng)成本。
盡管需求側(cè)管理潛力巨大，德國需求側(cè)靈活性資源的充分釋放仍受到技術(shù)、監(jiān)管和經(jīng)濟層面的多重約束，主要體現(xiàn)為：
一、基礎(chǔ)數(shù)據(jù)信息不足。傳統(tǒng)上電力系統(tǒng)靈活性主要來自大型發(fā)電廠，它們與電網(wǎng)運營商建立了直接的數(shù)據(jù)交換機制。而需求側(cè)（以及小型生產(chǎn)者）在計量、通信、接口標準與可控能力方面仍不完善，相關(guān)能力正隨智能電表與配網(wǎng)數(shù)字化推進而逐步發(fā)展。這一問題需要通過電網(wǎng)監(jiān)管變革加以解決，具體來說，需要推動智能電網(wǎng)投資，完善電網(wǎng)公司的通信和控制技術(shù)，同時監(jiān)管機構(gòu)應提供足夠的市場數(shù)據(jù)，鼓勵對分散式靈活性資源進行聚合。
二、動態(tài)電價尚未普及。雖然動態(tài)電價在批發(fā)采購商中已較為常見，但在家庭用戶中應用有限。標準的固定電價模式使家庭用戶無法從自身靈活性調(diào)節(jié)中獲利。不過這一局面有望得到改變，自2025年起，歐盟法律要求供應商必須提供動態(tài)電價，這為靈活性市場的發(fā)展或創(chuàng)新輔助服務(wù)的引入奠定了基礎(chǔ)，使負荷控制和電池資源能夠更好地為配電網(wǎng)運營商所用，激勵用戶利用靈活性參與電網(wǎng)阻塞管理。
三、過網(wǎng)費機制對靈活性激勵不足。電網(wǎng)費用是消費者電價中第二大成本組成部分，其定價方式直接影響用戶的用電行為和響應意愿。目前，德國小客戶缺乏靈活性激勵，大客戶甚至存在負激勵——根據(jù)現(xiàn)有規(guī)則，若大型工業(yè)用戶每年用電量至少達到10吉瓦時且用電時長達到7000小時，則可享受大幅電網(wǎng)費用折扣，導致相關(guān)用戶為鎖定優(yōu)惠而維持穩(wěn)定用電，而非對電力市場價格信號作出響應。未來，德國和歐盟層面的電網(wǎng)費用改革將聚焦于獎勵靈活性的使用，同時優(yōu)化整體電網(wǎng)成本。
四、容量市場激勵機制有待完善。設(shè)計合理的容量市場能夠激勵投資流向成本效益高的靈活性選項，從而減少對可調(diào)度發(fā)電容量的投資需求，但目前，德國在這一領(lǐng)域的機制設(shè)計仍需優(yōu)化。
03
能源聚合的創(chuàng)新實踐與商業(yè)發(fā)展
作為德國需求側(cè)管理的重要實施機制，聚合商通過整合分散用戶資源形成虛擬電廠（VPP）參與市場交易，在從靈活負荷中獲利的同時，為用戶提供經(jīng)濟補償或電價優(yōu)惠。需求側(cè)靈活性參與系統(tǒng)平衡的核心特征是“分散自治、集中控制”——聚合商將大量消費者的調(diào)節(jié)能力整合起來，形成可在市場上交易的“虛擬電廠”，這一機制有效減少了對可調(diào)度發(fā)電容量的依賴，避免了系統(tǒng)成本的過度上升。
虛擬電廠的盈利模式主要包括兩種：一是將聚合后的100千瓦以上可再生能源電力出售至電力批發(fā)市場；二是聚合生物質(zhì)發(fā)電和儲能等靈活單元，從日內(nèi)市場和平衡市場中獲利。此外，聚合商還可通過將靈活負荷出售至備用市場，或通過將電力需求從高價時段轉(zhuǎn)移至低價時段進行套利交易獲取利潤。
從政策層面看，德國可再生能源法明確規(guī)定，超過100千瓦的可再生能源發(fā)電項目需要參與電力市場交易和銷售，這促使許多分布式可再生能源被聚合為虛擬電廠在系統(tǒng)內(nèi)運行。同時，德國電網(wǎng)公司允許虛擬電廠參與平衡機制，充分利用聚合資源實現(xiàn)電網(wǎng)平衡，主要提供二次和三次備用服務(wù)；《可中斷負荷協(xié)議條例》也為虛擬電廠參與需求響應提供了制度保障。從項目層面看，虛擬電廠主要由獨立運營商和售電公司開發(fā)和運營，這一模式得到了歐盟的支持。
德國現(xiàn)有多種各具特色的虛擬電廠發(fā)展模式。例如，Next Kraftwerke的混合模式（用戶側(cè)+發(fā)電側(cè)），聚合資源參與平衡服務(wù)、直接銷售、負荷需求側(cè)等業(yè)務(wù)。在這一模式中，用戶通過聚合以期增加電力銷售收入并共享電網(wǎng)平衡服務(wù)收入，技術(shù)平臺運營商也能共享電網(wǎng)平衡服務(wù)收入。E.ON Project的用戶側(cè)+模式，聚合用戶可通過參與聚合以減少能源費用，E.ON則通過增加購買和銷售收入獲取電網(wǎng)平衡服務(wù)收入實現(xiàn)盈利。Sonnen的社區(qū)儲能模式，核心功能包括平衡服務(wù)和需求側(cè)響應。社區(qū)用戶通過貢獻共享儲能資源以賺取電網(wǎng)平衡服務(wù)收入，Sonnen作為技術(shù)平臺運營商獲得相應分成。
04
儲能：德國提升需求側(cè)靈活性的重要支撐
德國的需求側(cè)儲能應用以電池儲能為主，未來還將考慮推廣氫能儲能。
為推動儲能快速發(fā)展，德國政府出臺了補貼、免稅、剩余電量上網(wǎng)電價和融資支持等一系列政策工具，形成了全方位的激勵體系：
一、直接補貼。德國政府出臺“儲能資助計劃”，為儲能系統(tǒng)開發(fā)提供資金支持。自2012年以來，該計劃已為約250個項目提供了約2億歐元資金，涵蓋家用電池、兆瓦級儲能系統(tǒng)以及利用可再生能源電解制氫的長期儲能項目。
二、稅收減免。根據(jù)2022年年度稅法，自2023年起，德國對符合條件的屋頂光伏發(fā)電免征所得稅和相應增值稅，對光伏發(fā)電產(chǎn)生的電力收入也免征所得稅（2022年德國個人所得稅稅率為14%-45%），大幅降低了儲能配套光伏項目的投資成本。
三、容量補貼。部分城市和州根據(jù)儲能系統(tǒng)容量提供直接財政補貼。例如，柏林的Energiespeicher PLUS計劃為與光伏系統(tǒng)配套的儲能系統(tǒng)提供每千瓦300歐元補貼，最高可達15000歐元；巴伐利亞州對每個裝機容量超過3千瓦時的儲能系統(tǒng)提供500歐元補貼，每多1千瓦時額外補貼100歐元，總額不超過3200歐元，且要求儲能系統(tǒng)必須與光伏發(fā)電設(shè)施配套安裝。
四、剩余電量上網(wǎng)電價優(yōu)惠。根據(jù)修訂的可再生能源法，2022年7月前，功率低于10千瓦的住宅光伏系統(tǒng)上網(wǎng)電價為6.24歐分/千瓦時；自2022年7月30日起，上網(wǎng)電價提高至8.6歐分/千瓦時；若用戶選擇全額上網(wǎng)，還可獲得每千瓦時4.8歐分的額外補貼，總剩余電量上網(wǎng)電價達到13.4歐分/千瓦時，有效激勵了用戶安裝儲能與光伏配套系統(tǒng)。
五、融資支持。德國政府為儲能項目提供低息貸款，德國復興信貸銀行（KfW）的節(jié)能建筑改造低息貸款計劃（KfW Promotion Program 270）支持可再生能源的建設(shè)、擴建和購置，包括光伏或儲能系統(tǒng)，符合條件的儲能系統(tǒng)可享受2.3%的貸款利率，貸款額度可覆蓋全部購置成本。
05
行業(yè)耦合與綠氫應用：跨領(lǐng)域脫碳的關(guān)鍵路徑
在眾多跨行業(yè)耦合技術(shù)中，氫能被視為推動德國能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵支柱，德國政府高度重視并積極支持綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展。自2000年以來，德國政府優(yōu)先發(fā)展綠氫，資助并加速了多個相關(guān)項目。2020年，德國發(fā)布《國家氫氣戰(zhàn)略》，并于2023年進行更新，明確目標是到2030年使德國成為氫氣技術(shù)的領(lǐng)先國家。德國將氫氣定位為“難以直接電氣化部門的重要替代能源”和關(guān)鍵工業(yè)原料，積極推動其在工業(yè)、交通、發(fā)電和供熱領(lǐng)域的應用，并在氫運輸、氫煉鋼和氫發(fā)電等方面規(guī)劃或建設(shè)示范項目。
在綠氫生產(chǎn)方面，德國致力于提高國內(nèi)制氫能力并拓寬國際進口渠道。德國政府預計，到2030年，氫氣需求將增加到240—330萬噸，其中50%-70%需要進口。到2045年，氫氣需求預計將上升到900—1250萬噸，進口份額將進一步增加。在國內(nèi)制氫方面，德國政府計劃到2030年將電解槽產(chǎn)能從目前的5吉瓦擴大到10吉瓦。假設(shè)電解槽利用率為4000小時，電解效率為70%，到2030年，德國綠色氫氣產(chǎn)量可達70萬噸（28太瓦時），氫氣缺口至少為30—120萬噸（12—47太瓦時），將主要通過進口來彌補。
在綠氫儲運方面，德國正在大力建設(shè)氫能基礎(chǔ)設(shè)施。儲氫設(shè)備需要具備長時間、大容量存儲能力（如從夏季到冬季），通過存儲大量能源，不僅能確保工業(yè)過程等對氫氣的持續(xù)需求得到滿足，還能在可再生能源發(fā)電長期不足或進口中斷等特殊情況下提供儲備緩沖，增強能源系統(tǒng)韌性，同時為氫氣管網(wǎng)運行提供支持。德國計劃基于國內(nèi)天然氣網(wǎng)絡(luò)和天然氣存儲設(shè)施開發(fā)氫氣存儲和運輸系統(tǒng)，2023年發(fā)布的《氫氣核心網(wǎng)絡(luò)》計劃提出，2027—2028年在德國改造超過1800公里的氫氣管道，到2032年在全國鋪設(shè)9700公里的管道（其中約60%將利用或改造現(xiàn)有天然氣管道），連接港口、工業(yè)區(qū)、發(fā)電廠和存儲設(shè)施，總投資為198億歐元。同時，現(xiàn)有天然氣存儲設(shè)施將逐步改造，并新建氫氣存儲設(shè)施，以實現(xiàn)可再生能源制氫與氫氣消費之間的緩沖。德國還計劃在大西洋沿岸港口建設(shè)能夠接收液氫的終端，滿足氫氣國際貿(mào)易需求。
在綠氫應用方面，德國政府聚焦必須用氫才能實現(xiàn)脫碳的關(guān)鍵領(lǐng)域。在難以直接電氣化或電氣化成本效益較低的領(lǐng)域，如部分工業(yè)領(lǐng)域、航運、重載運輸?shù)?，氫及其衍生物將發(fā)揮重要作用。根據(jù)預測，工業(yè)和電力系統(tǒng)是2045年德國氫氣的主要需求來源。其中，工業(yè)需求全年較為穩(wěn)定，而電力系統(tǒng)的需求主要集中在冬季（冬季可再生能源發(fā)電總量較低，且因白晝短、氣溫低等因素用電需求較高）。
未來，氫氣將在德國能源系統(tǒng)中承擔兩大核心功能：一是在可再生能源發(fā)電高峰時產(chǎn)氫，電解槽將在電力系統(tǒng)需求側(cè)發(fā)揮重要作用，靈活吸收高峰期可再生能源發(fā)電量，將能量儲存在氫儲能設(shè)備中，實現(xiàn)可再生能源供給與電解槽運行的充分匹配，最大限度挖掘可再生能源潛力；二是為燃氫電廠提供燃料，燃氫電廠將在可再生能源發(fā)電不足時承擔電力系統(tǒng)的剩余負荷，成為發(fā)電側(cè)電力系統(tǒng)靈活性的重要來源。這類電廠具有明顯季節(jié)性用氫特征，必須依靠大規(guī)模氫儲能系統(tǒng)保障氫氣供應，特別是在冬季高消費期間。
06
結(jié)語
德國在能源清潔轉(zhuǎn)型中促進需求側(cè)負荷靈活性的實踐，是一項涉及技術(shù)創(chuàng)新、機制設(shè)計、政策支持和跨領(lǐng)域協(xié)同的系統(tǒng)工程。從需求側(cè)管理的模式探索到虛擬電廠的商業(yè)實踐，從儲能技術(shù)的規(guī)模擴張到綠氫產(chǎn)業(yè)的全面布局，德國通過持續(xù)的改革與創(chuàng)新，逐步破解能源轉(zhuǎn)型中的諸多難題。
盡管目前仍面臨技術(shù)普及、機制完善等挑戰(zhàn)，但德國的實踐表明，通過充分挖掘需求側(cè)潛力，構(gòu)建靈活、高效、清潔的現(xiàn)代電力系統(tǒng)，是實現(xiàn)碳中和目標的可行路徑。這些經(jīng)驗與探索，不僅為德國自身能源轉(zhuǎn)型的深入推進奠定了基礎(chǔ)，也為全球其他國家和地區(qū)應對氣候變化、實現(xiàn)能源清潔轉(zhuǎn)型提供了寶貴的參考與借鑒。
