在全球能源转型的浩荡浪潮中，微电网正以独特优势发挥着关键作用。
微电网是由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统。它既能与外部电网并网运行，又可独立运作，实现自我控制、保护与管理。
首先，微电网能大幅提高能源利用效率。它可整合太阳能、风能、生物质能等多种分布式能源，这些能源靠近负荷中心，减少了传输损耗。而且，微电网中的储能装置能在能源过剩时储存能量，需求高峰时释放，实现能源的时空平移。例如，在白天太阳能充足时，多余电能被储存起来，晚上或用电高峰时再使用，极大地提高了能源利用的灵活性和效率。
其次，增强能源供应的可靠性和稳定性。传统集中式电网在遭遇自然灾害或人为破坏时，易出现大面积停电。而微电网可独立运行，不受外部电网故障影响，为重要负荷提供持续可靠的电力供应。在一些偏远地区或海岛，微电网更是成为解决能源供应问题的有效途径。
总之，微电网在能源转型中具有不可替代的关键作用。它为我们迈向可持续发展的未来提供了有力支撑。
在能源转型的浪潮中，微电网作为一种创新的能源解决方案，正逐渐从幕后走向台前，成为连接可再生能源与未来绿色经济的重要桥梁。那么，微电网究竟是什么？它为何在能源转型中扮演如此重要的角色？本文将带您深入探索微电网的性质、重要性以及面临的挑战，并介绍如何通过现代技术解决方案来优化微电网的设计和运行。
什么是微电网？
微电网，简而言之，是一种能够独立于主电网运行的小型能源系统。它集成了多种分布式能源（DER），如太阳能光伏板、风力涡轮机、储能装置以及可能的天然气涡轮机等，实现了能源的本地生产和储存。这种系统不仅可以在与主电网连接时协同工作，还能在电网故障或自然灾害时自动切换为孤岛模式，确保关键负荷的连续供电。
微电网为何重要？
提升能源效率与可靠性：微电网通过本地发电和储存，减少了能源在长途传输过程中的损耗，提高了能源利用效率。同时，其独立运行的能力也增强了能源供应的可靠性，减少了因电网故障导致的停电风险。
促进可持续发展：微电网是整合可再生能源的重要平台，有助于减少对化石燃料的依赖，降低温室气体排放，推动社会向低碳、环保的可持续发展方向迈进。
应对能源需求高峰：在能源需求高峰时段，微电网可以将本地储存的能源释放到电网中，缓解电网压力，减少停电事件的发生。
支持电动汽车普及：随着电动汽车的快速发展，微电网和分布式能源能够为远程快速充电站提供稳定、V2G可靠的电力支持，降低电网升级的成本和压力。
微电网项目面临的挑战
尽管微电网具有诸多优势，但其建设和运营也面临着不少挑战。传统的项目规划方法往往依赖于过时的电子表格，缺乏针对特定场地数据的综合分析和标准化设计流程，导致项目设计繁琐、耗时长且容易出错。此外，不同场地、不同技术的独特性也增加了项目软成本和风险评估的难度。
解决方案：现代技术支持下的微电网优化
为了克服这些挑战，现代技术支持下的软件解决方案应运而生。以Xendee Corporation为代表的公司，正通过创新的软件平台，为微电网和分布式能源设施的设计、运营提供全面支持。这些平台能够集成各种场地特定数据，进行精准模拟和优化设计，帮助项目团队快速评估项目的可行性和投资回报率。
同时，像Homer Energy LLC这样的能源建模软件工具也为微电网所有者提供了强大的分析工具。通过模拟不同场景下的能源需求和供应情况，微电网所有者可以更加科学地确定最佳设计方案，降低项目风险，提高项目成功率。
微电网作为能源转型的重要推手，正以其独特的优势和潜力引领着能源行业的变革。随着技术的不断进步和政策的持续支持，我们有理由相信，在未来的日子里，微电网将在更多领域发挥重要作用，为实现全球绿色经济和净零碳排放目标贡献力量。让我们共同期待这一天的到来！
纵观世界各国发展电力市场和可再生能源消纳的经验来看，德国无疑是绝佳的范例。
不同于挪威，德国并不是一个传统的可再生能源资源大国，无法大力发展水电，同时又是一个传统能源生产和消费大国，鲁尔区一直是国家煤炭开采和消费的主要地区。此外，德国的电力市场改革历经波折，国家推行电力改革并大力发展新能源能够得到成功，必然有其成功经验值得学习。
早先，德国电力市场呈现公、私有以及混合所有制并存的区域垄断形态。1998年通过修改《能源经济法》开启了电改，经过全国范围的激烈讨论，德国决定一步到位直接进入零售竞争市场，德国人选择了直接开放电网，赋予所有终端用户自由选择供电商的权力。此次电改要求原本垂直一体化的大型电力企业进行了有计划的业务拆分，在这个过程中许多区域性的能源集团不断重组和整合，最后形成了如今四大发电集团（E.on、RWE、Vattenfall、EnBW）和四大电网调度区域（Tennet、Amprion、50hertz、TransnetBW）的格局。
此后，一系列对德国自由化电力市场影响深远的规则被制定出来并在未来被不断的修改和丰富，其中包括：电力零售侧放开，终端用户可以自由选择售电商；开放电网使用权，电网运营商不参与市场竞争；以平衡结算单元为主体的电量平衡机制；日前、日内现货市场与多级调频辅助服务市场协同合作的市场结构；依照电压等级逐级套算的过网费计算模型等。
电改为德国大力发展可再生能源奠定了坚实基础。2000年，《可再生能源法》替代《电力上网法》标志着德国能源转型正式成为国家战略重点。
1 灵活的市场机制
德国建立了新能源市场竞价和政府补贴相结合的市场化消纳机制。新能源由于发电边际成本低，在市场竞争中具有绝对优势，参与市场可以实现优先发电。海外新能源发展较好的国家通常采用日前、日内电力现货市场来进行消纳。新能源按照0电价参与竞价（不足部分由政府补贴），以保障优先上网。
当新能源出力高时，电力市场的出清电价下降，甚至出现负电价，受电价影响，水电、火电、燃油燃气发电等尽可能降低出力；当新能源出力低时，电力市场出清价大幅上涨，刺激各类灵活电源尽最大能力发出电力。受日前、日内电力现货市场价格机制刺激，德国常规电源均有非常大的意愿进行灵活性改造，以便在电价低时尽量减小出力，电价高时尽快增加出力。
2 强有力的调节能力
通过查阅先关资料得知，德国光伏、风电出力大时，抽水蓄能、燃气发电、褐煤发电、硬煤发电甚至核电均参与调节。虽然灵活调节电源与新能源的比例并不是很高，但常规煤电调节能力极强。
3 强大的跨国输电网
消纳问题解决好的海外国家，一个普遍原因就是通常与相邻区域有充足的电网连接。资料显示，德国与其接壤的九个邻国间均建立了完善的跨境输电网络。这些跨国电网主要是由380千伏至400千伏线路组成，220千伏至285千伏输电线路作为辅助。其中380千伏至400千伏线路共计28条，220千伏至285千伏输电线路共计31条。
为了解决消纳问题，除了依靠本国自身进行调节，德国还在风电、光伏方面加大了出口力度，数据表明德国全年出口电量可占全国总发电量的10%以上。
4 先进的发电预测及调度运行技术
新能源发电功率预测是电力消纳的基础。德国已将基于天气预报的新能源发电功率预测纳入商业版图，由专业机构提供预测服务向各大电网公司及电力需求者进行售卖。此外，德国大部分的机构光伏发电功率预测结果误差不会最大不会超过7%，具有较强的精准度，大型新能源基地会根据预测的发电能力参与市场竞争。
根据德国《可再生能源法》的相关规定，所有容量大于100千瓦的可再生能源发电设备必须具备遥测和遥调的技术条件，才允许并入互联电网。当输电网运营商的输电线路存在阻塞，其首先给下属配电网调度指令下发限电指令，令其限制一定份额的电力。然后配电网或者直接限制连接在本网的可再生能源电力，或者再给其下属的中压电网调度中心指令，令其限制一定份额的电力。由此不难看出，灵活的市场调度运行机制让德国电网运行更加安全有保障。
我国可再生能源丰富，随着新能源技术的发展完善，我国新能源新增装机量逐年攀升。然而，我国现有的新能源电力装机容量由于地域性的限制，一直处于东西部严重不平衡的状态，以风光为主的大型新能源基地多集中在西北地区，但当地电力消纳能力有限，因此弃光限电情况逐年恶化，部分地区弃风弃光率高达50%以上。
对我国而言，西方发达国家实践过的发展路径具有一定的借鉴学习意义，对于国内的电力消纳问题也可以从这几方面着手：一是发电侧多种发电形式互补，增强调峰灵活性，未来火电的主要作用有望从发电转型为调节，同时积极建设储能，与用电负荷相匹配；二是发展跨区跨境电网，建立特高压直流跨境电网，提高电力运输及进出口能力，完善跨省送电网络；三是建立灵活的电力交易市场和价格机制，实现价格信号引导，推进现货市场，提升新能源消纳空间。
发展新能源，提高可再生资源占比是我国能源战略的重要组成部分，但这个过程需要协同调度全社会参与，不止优化电网结构、提升电力系统的灵活性，还要改革机制，促进电网技术革新。取人之长补己之短，在充分汲取海外国家的经验教训的基础上，立足本国国情和电力发展实际情况，争取走出一条不同寻常的“中国路”。
随着国际社会应对气候变化行动的深入推进，越来越多的国家提出能源低碳转型战略目标，发展风电、光伏等可再生能源，以解决或缓解全球能源和气候危机。根据国际能源署发布的《2023年可再生能源》报告，2023年，全球新增可再生能源发电装机容量达到507吉瓦，累计装机容量较前一年增加50%。2024年还会增高装机量。
可再生能源在全球范围内一路高歌猛进，对高比例消纳和系统可靠性的挑战也日益凸显。一些西方国家结合自身能源结构和社会经济特点，采取了包括财政激励性政策、可再生能源配额制等各种针对性措施，为全球发展可再生能源提供诸多实践经验。
其中，德国作为能源转型先行者和可再生能源极高占比国家，深受偏爱，其电价补贴政策、平衡结算单元等典型做法常被相关主题的文献报告引用。自2021年习近平总书记作出构建新型电力系统的重要指示后，我国可再生能源特别是分布式可再生不断实现新突破，源网荷储一体化项目、虚拟电厂等新型产物的呼声愈来愈高。
德国的平衡结算单元机制因具有“化整为零”“分而治之”的相似特点，再次被行业内高度关注、津津乐道。那么，平衡结算单元是不是真的可以成为建设新型电力系统大背景下，我国解决可再生能源消纳问题的最佳选择呢？
电力市场的价格讯息等，对于哪些地方可以参与分布式绿电交易，哪些地方无法参与分布式绿电交易，是否允许分布式主动参与能量平衡等电力市场结算等等，交易中心层面，电网层面，能力结构层面，不断与电网方面进行沟通交流，确定能搞解决的问题，和解决问题后对于分布式的诉求，那就是保证电网不再对部分分布式进行分摊，进行基础投入后确定减少的扣除费用等来确保收益值，储能是否还有可能进一步降低起储能电池的空间，EMS的利用效率以及消防方面等存在的风险是否会进行限制。
德国的平衡结算单元是什么？
在德国，发电商和供电商之间的电能量交易主要分为期货和现货两类。期货交易一般提前一个月至数年进行，现货交易在电力实际输送的前一天和当天进行，也可看作日前与日内交易。若因可再生能源预测错误、发电机组故障或负荷需求变化导致供需不平衡，双方还可以进行日内交易进行调节。依靠自动化程度很高的发电计划安排系统，发电商可以在交割时间之前不断修正出力预测和计划，并向输电系统运营商（TSO）滚动更新。
然而，即便具备最好的预测能力和最小颗粒的调节周期，在实际执行的过程中仍有可能出现意料之外的不平衡。此时，输电系统运营商需要购买平衡服务（调频备用容量）来维持系统平衡，这将产生一笔显著高于电能量交易价格的服务费用，由未履行既定计划的市场主体承担。
在这种分散式市场模式下，正如德国联邦能源网络管理局的官方定义，平衡结算单元（Bilanzkreis/Balancing Group）是一种由单元负责人管理的“虚拟”电量账号，其本质更像是经营主体在场外调仓的小型交易所。平衡结算单元可以由几个发电集团和电力供应商共同组成，也可以由一个大型发电集团对旗下所有发电厂汇合一起单独成立，甚至允许不包含任何实际的电力生产和消费者，仅涉及财务上的电力交易。
因此，同一个平衡结算单元内的发电厂和用户不必在地域或者网络拓扑上距离很近，只需确保每个电源（馈电端）和每个用户（用电端）都有唯一关联的平衡结算单元，每个平衡结算单元都完全准确地位于一个调度区域内即可。
发电商、供电商、大型工业用户及其他经营主体通过与输电系统运营商缔结合约即可成为一个平衡结算单元负责人。负责人负责记录交割前单元内经营主体成交的每一笔交易“账单”，包括单元之间的电量流动计划，并提交给所属输电系统运营商。为避免和减少具有惩罚性质的昂贵的平衡服务费用，平衡结算单元需要通过频繁的交易使电力供应尽可能和负荷需求同步。通常来说，平衡结算单元首先追求在单元内部实现供求平衡，再进行跨单元交易。
平衡结算单元是德国电力市场的核心结构。它与平衡服务一起，在衔接电网调度与电力交易、协同电能量市场与辅助服务市场以及平衡发用侧等方面发挥着重要的作用。
电力系统平衡重要性
电力系统需要维持发电和用电之间的平衡，以确保稳定运行。如果系统出现不平衡，必须迅速调整以恢复平衡。由于电网本身无法储存能量，因此需要通过抽水蓄能、电池储能或其他储能技术间接地储存多余的电能。这些储能设施及其释放能量的过程需要精心管理和控制。
电力系统的用户依赖于实时监控和控制系统来维持这种平衡。控制系统必须能够调节发电或消耗，以便快速响应并实现电力系统的稳定。
由于个人用户的消费行为和可再生能源（如风能和太阳能）的发电量存在波动，很难通过精确的计划来预防发电和用电之间的偏差。因此，持续主动地控制电力系统的不平衡对于保持系统的稳定至关重要。
虚拟电厂的功能：
虚拟电厂的要素要点：
电力平衡角色
而在德国，所采用的平衡结算单元，（国内或参考为进行调频辅助服务），欧盟目前正在建立一个毕加索项目（PICASSO—自动频率恢复和稳定系统运行国际协调平台，用于通过自动激活或aFRR平台交换来自动频率恢复储备的平衡能量）来设计、实施和操作一个符合不同法规批准的aFRR平台，整合欧洲的aFRR市场，实现TSO-TSO的协调，确保所有的平衡服务TSO按照相同标准去进行平衡服务。
目前所进行的平衡服务有以下角色：
辅助服务包括：平衡服务（维护电网的运行频率在50hz±0.2hz范围内保证电网不会崩溃，确保电源的输入和输出间的平衡关系）。其中大部分地方平衡服务的启动依次为：
如德国、意大利：30s内对FCR以正负对称积进行，还存在缺口其次对5min内的aFRR进行单一的正负荷负负荷进行，依旧存在缺口对15min内的mFRR启用，最后才是BRPs部分，或许可能长达60min。
如比利时、荷兰：30s内对FCR以正负对称积进行，还存在缺口其次对7.5min内的aFRR进行单一的正负荷负负荷进行，依旧存在缺口对15min内的mFRR启用，最后才是BRPs部分，或许可能长达60min。
在波兰：15s内对FCR以正负对称积进行，同时为FCR激活的容量为50%，剩余的50%容量也必须激活，在30s内，要在15s内准备好30s内完成FCR，还存在缺口其次对5min内的aFRR进行单一的正负荷负负荷进行，所输送的能量不允许超过±5%，mFRR启用负荷分配方法由TSO决定，最后才是BRPs部分。
LFC（Load Frequency Control）是负荷频率控制，它是电力系统的一个重要组成部分，用于确保电力系统的频率稳定。LFC通过自动调整发电机组的输出来响应负荷变化，从而维持电力系统的频率在规定范围内。
FCR（Frequency Containment Reserve）是一种频率控制储备，用于在电力系统中维持频率的稳定。它是在系统频率偏离正常值时自动激活的备用能源，以帮助恢复频率至正常水平。
aFRR（Automatic Frequency Restoration Reserve）是自动频率恢复储备，由LFC自动激活，激活时会考虑系统平衡以及频率与其目标值的偏差。aFRR的请求和激活之间的偏差被分配给BSP（Balance Service Provider）作为不平衡，激活遵循平衡能源价格投标的优先顺序，旨在最小化每个平衡服务的激活成本。
mFRR（Manual Frequency Restoration Reserve）是一种手动频率恢复储备，如果TSO（Transmission System Operator）认为出于运营原因是适当且必要的，可以激活mFRR。mFRR可以在预见的系统不平衡发生时激活，以取代aFRR，以便再次提供整个aFRR范围，管理短时间内发生的其他系统不平衡。mFRR的激活不考虑使用aFRR和mFRR之间的经济权衡，但激活是基于平衡能源价格投标的国家优先顺序，以尽量减少mFRR激活的成本。
GCC（Grid Code Compliance）确保国家优先顺序，无论TU（Transmission Unit）连接到哪个LFC。BSP需要根据要求向TSO核实所请求的aFRR的提供情况。此外，TSO可以通过测试激活来检查供应情况。
BSP（Balance Service Provider）在电力市场中是一个向连接的输电系统运营商（TSO）提供平衡服务的市场参与者。BSP可以提供调频能量和调频容量等服务，以帮助TSO维持电力系统的实时平衡。这些服务对于电力系统的稳定运行至关重要，因为它们能够抵消供需之间的不平衡，并确保电网的频率保持在稳定水平。
BRP（Balance Responsible Party）即平衡责任方，是指那些有责任确保其控制下的发电和消费电力之间保持平衡的市场参与者。BRP需要对其管理的电力供需不平衡负责，并参与不平衡电量的结算。这通常涉及到电力的生成、分配、使用和交易等各个环节。
平衡费用结算
对于各种平衡服务，包括频率控制储备（FCR）、自动频率恢复储备（aFRR）和手动频率恢复储备（mFRR），都是根据容量价格来支付给提供平衡服务的平衡服务提供商（BSP）的报酬。同时，对于实际调用的mFRR和aFRR能源投标，则是按照能源价格来支付实际使用的平衡能量的费用。
平衡容量的报酬始终是输电系统运营商（TSO）支付给BSP的费用。而激活平衡能量的报酬，则取决于不平衡的类型和中标的价格，可能是TSO支付给BSP，也可能相反，即BSP支付给TSO。
不同类型虚拟电厂商业模式
影响虚拟电厂商业模式的因素
虚拟电厂的国内结构模式
山东虚拟电厂及独立储能现阶段模式
德国可再生能源的高消纳靠什么？
从上述定义和运行机制可以看出，平衡结算单元的主要功能是“记账”，仅能通过惩罚机制刺激和单元责任人管理，在交割前减少可能发生的不平衡，而系统中实际的物理平衡，是由平衡服务实现的。德国电网之所以能支撑高比例的可再生能源上网电量，是充足的调频备用容量、成熟灵活的市场体系以及社会经济支撑等各环节各角色协同配合的结果。
完善的基础设施是硬件保障。近几年，德国一直在大力推进能源低碳转型，却没有在短时间内大幅缩减火电等常规电源的装机。如图1所示，截至2023年11月，德国的市场化褐煤发电1844万千瓦，硬煤发电1890万千瓦，天然气发电3599万千瓦，矿物油发电501万千瓦，约占总市场化容量的31%。此外，德国还储备着以火电为主的非市场化容量798万千瓦，分为电网储备、临时关闭、特殊电网设施和容量储备四种（如图2所示）。也就是说，德国目前仍有不少于8600万千瓦的火电等常规电源装机，已经超过近年来最大用电负荷（约8300万千瓦），且这些电源灵活调节能力极强，为系统提供了十分可靠的兜底保障。
图1 德国市场化容量结构
图2 德国非市场化备用容量
同时，德国在欧洲互联大电网的核心枢纽位置，通过65条交直流线路与周边国家互联，跨国互联输电线路容量达3000万千瓦。若国内电力不足，电力从邻国输出保障供应；若国内风光大发，电力向邻国输入促进消纳。以2017年4月30日为例，德国的出口电力达1336万千瓦，相当于有80%的风电（当时出力1675万千瓦）或45%的太阳能发电（当时出力2976万千瓦）送往国外。
高位的终端电价是经济支撑。随着可再生能源装机的不断扩大，德国电力市场的价格稳中有降，但终端销售电价却始终高位。从图3可以看出，近八年，德国家庭的用电价格从2016年29.81欧分/千瓦时（2.1元）持续上涨，2023年达到45.19欧分/千瓦时（3.3元），远远超过我国居民农业和工商业的用电水平。
图3 德国2016—2023年家庭用电价格走势
一方面，高昂的用电成本推动德国分布式可再生能源尤其是屋顶光伏的迅速扩张。对德国家庭来说，当地超市就可以购买到一个小型阳台光伏系统，价格约为500-700欧元。根据德国北莱茵-威斯特法伦州消费者咨询中心数据，南向安装的380W光伏，每年可提供约280千瓦时电量，相当于一台冰箱和一台洗衣机年耗电量。
普通二人家庭用两套系统形成一套小型阳台光伏电站，在天气晴朗时能够满足家庭的大部分电力需求，每年可节省电费约132欧元。在能源价格大幅上涨的时期，易于安装的小型太阳能设备很快就能收回成本。另一方面，高位电价能帮助系统回收为可再生能源配备的调节性资源的成本。2020年，德国家庭用电价格为32.05欧分/千瓦时，其中，输配电费与电能量费用相当，为7.5欧分，可再生能源税附加费9.41欧分，两者占比超52%。由此可见，德国的终端电力用户为发展和消纳可再生能源买了单。
成熟的市场体系是必要环境。德国的电力市场化改革于1998年《能源经济法》修正案生效后正式启动，并在2001年确定了部分关键的市场细则，通过不断完善和丰富，形成了一套成熟灵活的电力市场体系。德国开设了场外交易、期货交易、现货交易及平衡服务交易，涵盖远期、日前、日内和实时不同时间维度，给予可再生能源波动充足的调整机会。更重要的是，可再生能源与其他常规电源同台竞价，在场外获得补贴。
由于优先次序效应，即随着规模的扩大，可再生能源的边际成本要小于传统能源，其在市场竞争中具有绝对优势，很容易就能实现优先上网并拉低市场交易价格，甚至出现负电价。同样以2017年4月的最后一周为例，日前市场的出清价格与风光的发电能力呈现出很强的负相关性。日前最高出清价格发生在4月26日8时，为0.053欧元（0.41元）/千瓦时，最低价格发生在4月30日14时，为-0.075欧元（-0.57元人民币）/千瓦时。在如此强烈的价格信号刺激下，德国的常规电源有很大的意愿进行灵活性改造，以便在市场价格低位时尽可能地减小出力，高位时尽可能地增加出力，需求侧的可调容量和可控负荷也随之扩大，分别占最大负荷的13%和1.6%。
平衡结算单元机制能不能帮助我国消纳可再生能源？
在讨论平衡结算单元机制能不能帮助我国消纳可再生能源前，需要明晰的关键，是德国分散式市场中的平衡结算单元能否直接运用于我国的集中式市场。在分散式市场中，发电机组启停和出力主要由经营主体在中长期合约的基础上分散决策形成，调度计划由发电商提交，调度机构只在实时进行微小调整。这种模式允许平衡结算单元通过滚动交易改变调度计划，以促使系统的实时平衡。
但在集中式市场，经营主体签订的中长期合约均为财务性质，发电机组启停和出力安排全部由调度根据经营主体报价，在日前和实时等阶段通过集中优化形成。在这种模式下，场外交易的平衡结算单元完全与实际调度计划脱钩，变成了会员制的小型金融期货市场，其标的不是电量而是差价合约，仅能帮助经营主体规避风险，无法影响系统实际电力生产和消费的物理性不平衡。
与其纠结期货市场如何成立等平衡结算单元的适用性问题，不如透过现象看本质，从德国对基础设施建设、社会认知水平以及市场机制等方面的探索中得到更直接、更有效的启发。
一是坚持煤电的兜底保障地位。“双碳”目标的实现，应着重减少煤炭消耗量而非减少煤电的装机数量，从德国超配的火电装机容量可以看出，发展可再生能源推动绿色转型与保留煤电并不矛盾。基于我国的资源禀赋，煤电是目前经济性容量支撑的唯一选择。不管各地区可再生能源的装机规模如何，仍应确保以煤电为主的支撑性电源容量与应保必保的负荷容量加合理备用之和相当。同时，这些新型电力系统中煤电不能再简单地追求发电利用小时数和经济功率，而是加强灵活调节能力、降低能耗水平，以达到更快速的爬坡、更低成本的快速启停以及长期备用。
二是做好终端电价上涨的社会预期。相较德国不低于2元的终端用电价格，我国目前的电价水平显然无法支撑大体量的可再生能源发展。十三五末期，我国的发电装机容量为22亿千瓦，电量生产能力理论上已经满足2023年全社会需要，最大用电负荷（13.7亿千瓦）需求可被满足的概率也很高。但这四年来，发电装机容量还在继续增长，截至2023年底，全国累计发电装机容量达29.2亿千瓦。其中7.2亿千瓦的增量，只是生产了电力、提高了可靠性，而无法通过生产电量回收成本。
加之同步建设的电网设施，这些投资，会在下一轮核价周期或某一时间，最终传导给电力用户，体现在上涨的终端电价中。再来算一算可再生能源的消纳账，尚且不考虑系统为应对可再生能源扰动增加的调节成本，目前很多可再生能源电站配套相当规模的储能，以锂离子电池储能为例，参考1500小时的利用小时数，度电成本约0.6元/千瓦时，明显超过全国绝大部分地区的上网电价，抬高电价成为必然。
三是要加快现货市场的建设进程。现货市场的核心功能是发现价格，让供需关系通过价格信号实现资源高效配置。各类型电源的同台竞争、合理的价格限值是价格信号“满格”的机制保障，市场经营主体的主动性被充分调动，进一步推动可再生能源的经济消纳。对发电侧，价格信号引导其在负荷低谷减出力为可再生能源提供消纳空间，在负荷高峰增出力保障电力可靠供应；对用户侧，响应价格信号自发改变用电习惯，实现电力净负荷曲线的削峰填谷。此外，辅助服务市场、容量市场等多品类市场的协调配合也不可缺少。
他山之石，可以攻玉。学习德国的可再生能源发展，我们要坚持“战略思维、辩证思维、系统思维、创新思维”，要看软件也要看硬件，要了解成功也要清楚失败。可再生能源消纳作为一个复杂的系统性问题，需要从基本国情出发，以新质生产力为引领，协同政策、经济、技术及产业等各方力量，加速可再生能源成长，以更好保障能源供给、支撑社会经济发展。
我国能源体系的体量之大、地域之广、环境之复杂，注定无法“依葫芦画瓢”世界上任何一个国家，我们只能走自己的路，走一条具有中国特色的能源转型之路。
建设主动平衡型新型电力系统必须要首先弄清楚两个问题：
在多大范围内平衡
第一个问题必须结合电网结构、负荷特点，因地制宜，切不可千篇一律从台区开始层层垒积木式的搭建。保证社会经济发展的供电需求是电网建设的基本义务，保消纳也是电网公司应尽的责任，平衡组群看似为了应对新能源的波动而设，其实也担负着平衡区域内所有负荷波动的平衡责任，如何平衡这个度必须把握好，过了则有电网公司难以承受之重，不及则有不支持新能源发展之讥。
谁来建设平衡组群
第二个问题答案是显然的，必须是全社会的参与，在初期电网公司可以通过试点示范以验证技术路径的可行，这之后，各种市场主体如何跟进，则需要市场机制的引入，而这一需求就为虚拟电厂的发展提供了广阔的空间。
对于这两个问题而言虚拟电厂可以说是最佳选择
首先
虚拟电厂实质是通过市场化的手段调动一切可以调节的资源，理论上而言一切资源皆可调节，只不过值不值得而已值不值的问题，显然不是所谓的专家穷首皓经研究出来的，而是市场实实在在检验出来的。
因此必须发挥市场机制在资源配置中的主导作用，虚拟电厂显然是主动平衡型电力系统建设最恰当的选择。当然虚拟电厂与主动平衡型电力系统之间还有一些技术问题需要解决。
其次
立即着手试点开展分布式新能源、储能、V2G充电桩接入虚拟电厂的柔性控制，目前无论是利用TTU（配电变压器监测终端），还是利用所谓的集中器都已经证实了其柔性控制的可行性，下一步应加紧与虚拟电厂的联调联控，而这之中的关键是上下行信息传输的途径问题，应对调度数据网、5G短切片、无线专网等路径都开展试验，不仅为验证其安全性，同时也分析其经济性。
再次
开展虚拟电厂市场化交易机制、聚合特性市场主体收益二次分配机制研究，要研究计及光储充荷多主体的虚拟电厂聚合调控技术及价格驱动机制。
发电侧和用电侧之间如何去做一个平衡结算单元的类似服务。目前不太可能，等待后续电网全面配电网改造后再议。
（转自：江苏现代能源微网）
