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3.3.2. 靈活性目標和支持計劃（條例第 19c-f 條）
即是評估。委員會的提案將靈活性的評估、目標和支持機制引入歐盟電力市場設計。從而創(chuàng)建了專門針對儲能和需求資產(chǎn)的新特殊市場，從而對這些資產(chǎn)與其他類型的靈活性進行主動的價格歧視。這偏離了之前短期市場的重點是非歧視和強有力的統(tǒng)一價格信號，因此可能會降低整體市場效率。我們認為，解決當前需求側靈活性缺乏更好的方法是解決主要障礙：基于容量的電網(wǎng)費率，正如我們在專欄 2 中所解釋的那樣。在本節(jié)中，我們首先概述電力市場靈活性的本質，描述所有電力市場為何是隱性的靈活性市場，然后更詳細地描述和評估改革建議。
定義。靈活性是一個涵蓋廣泛的電力系統(tǒng)特征的總稱。委員會提案中的定義非常廣泛，將其定義為“電力系統(tǒng)適應發(fā)電和消費模式以及電網(wǎng)可用性的變化的能力， 跨越相關的市場時間框架?！?這個定義適用于電力系統(tǒng)資產(chǎn)的不同能力，包括穩(wěn)固容量、快速爬坡的能力、根據(jù)需求運行的能力或位于系統(tǒng)服務地點的能力。本質上，靈活性是指在資產(chǎn)的運營和投資中考慮到電力系統(tǒng)的其余部分，有時也稱為系統(tǒng)友好性。這可以通過一個思想實驗來說明：如果電力系統(tǒng)的各個組成部分僅僅針對自身進行優(yōu)化，它們會是什么樣子？在這種情況下 ，火力發(fā)電廠將以恒定的基礎負荷運行，并位于燃料供應充足且運輸成本極低的地方，例如在沿海地區(qū)，峰值負荷燃氣發(fā)電廠根本不復存在。風能和太陽能發(fā)電廠將被設計和建在發(fā)電成本最低的地方。消費者可以隨時隨地用電；夜間的儲熱器永遠不會被發(fā)明；儲能和電網(wǎng)也將不復存在。供給和需求在時間和地點上都不匹配（除非巧合）。所有彌合發(fā)電和消費之間差距的措施——電網(wǎng)、儲能，以及發(fā)電或消費的調整——都可以被理解為靈活性。
對靈活性的需要。對靈活性的需要是電力系統(tǒng)固有的。這并不是一個新現(xiàn)象，也不限于可再生能源。一般來說，系統(tǒng)中的每項資產(chǎn)都有需要靈活性，但也能夠提供靈活性。然而，系統(tǒng)在提供靈活性的類型、數(shù)量和成本方面有所不同?；诳稍偕茉吹碾娏ο到y(tǒng)顯然需要與基于化石燃料的電力系統(tǒng)不同的補充技術。
每個電力市場都是一個靈活性市場。每個電力市場（現(xiàn)貨、日內、平衡能源市場等）都在平衡供需，因此也同時是能源市場和靈活性市場。靈活性要求已納入?yún)⑴c電力市場的條款和條件中。例如，向所有平衡責任方提交每刻鐘一次的時間表的義務，以及對平衡備用的響應時間的要求。相反，很難想象一個電力市場不是同時也是一個靈活性市場：它將由純粹兆瓦時能量交易組成，沒有交付地點、產(chǎn)品定義或時間曲線。當然，這樣的市場并不存在。
對靈活性的需要反映在市場價格上。靈活性需要表達通過市場價格，例如，通過日前市場剩余負荷高低不同小時間的價格差異，通過日內市場同一個小時的價格變動，或通過市場上的容量支付和能源支付水平來平衡備用。一個靈活的資產(chǎn)，比如一個電池，可能會通過調整其生產(chǎn)計劃來應對這些價格信號。在此過程中，它從這些價格信號中獲利，同時滿足了系統(tǒng)對靈活性的需求。這些利潤機會為靈活性提供了適當?shù)耐顿Y激勵，例如，頻率控制備用（FCR）市場的價格促使電池運營商近年來大規(guī)模進入這個市場。
靈活性的具體需要。靈活性一詞最好理解為一個抽象的、多維的概念，不能以兆瓦或兆瓦時來衡量。因此，無法建立一般的“靈活性優(yōu)劣順序”。靈活性的各個方面都可以被定義，并且如果需要，可以在市場上進行交易或采購。其中一個例子是平衡備用市場，其定義了電力系統(tǒng)對短期電力增加或減少的需要（按提前時間區(qū)分） 、度量與采購。另一方面，評估未明確的靈活性需求并設定國家級別靈活性目標很難與電力系統(tǒng)差異化的靈活性需求相協(xié)調。
電力產(chǎn)品具有靈活性。為了設計市場以滿足對靈活性的需要，需要定義產(chǎn)品、細分市場和系統(tǒng)服務，使它們能夠反映電網(wǎng)的物理需要。隨著電力系統(tǒng)的轉型，反復調整細分市場可能是有用的，反映不斷變化的靈活性需要或新的技術機會。過去在這方面的干預措施包括引入每刻鐘市場時間單位、逐漸將關閘時間移至更接近交割的時間，或在2010年代調整控制備用資格預審條件以允許電池被使用，近幾年引入居民用戶實時定價電費，或者可能在2020年代的某個時候采購的瞬時備用。
靈活性不是特定于技術的。靈活性的大多數(shù)方面可以通過各種類型的資產(chǎn)和技術來提供：傳統(tǒng)和可再生能源發(fā)電機組、儲能、工業(yè)和小型消費者，或通過聯(lián)絡線進出口。通常不同技術的相互作用代表了最有效的靈活性交付， 通常限制為特定資產(chǎn)的靈活性激勵制的效率不高。然而，迄今為止，靈活性機制一直重點關注發(fā)電機組。因此，集中討論需求和儲能似乎是合理的。因為還有一些特定的障礙，例如基于功率的電網(wǎng)費率（見專欄2）。
評估靈活性需求并引入國家層面的靈活性目標。委員會提案包括 NRA 有義務在成員國國家層面編制兩年一次的靈活性需求評估。ITRE 建議通過 ACER 進行全歐盟評估來補充這些評估。TSO 和 DSO 有義務提供所需的數(shù)據(jù)，由其行業(yè)協(xié)會 ENTSO-E 和 EU DSO 實體進行協(xié)調。國家層面的靈活性評估將由 ACER（委員會提案）以及歐洲氣候變化科學咨詢委員會（ITRE 修正案）進行分析?；谶@些報告，成員國應確定需求響應和儲能的國家目標。這些目標又將由委員會在向議會和理事會提交的報告中進行評估，ITRE建議附上一份關于需求響應和儲能的聯(lián)盟戰(zhàn)略。起草這些報告、評估以及由此產(chǎn)生的戰(zhàn)略將給這些機構帶來巨大的行政負擔和成本。
靈活性是有代價的。提供靈活性通常會帶來（機會）成本：電池的投資成本很高，參與需求響應的工業(yè)設施必須中斷其生產(chǎn)過程，靈活的發(fā)電廠有燃料和排放成本。它不能有效地滿足每一個靈活性需求，例如，目前不能在電力便宜的時候儲存多余的風力發(fā)電，在價格較高時放電。通常，減少風力發(fā)電和接受不同小時的價格差異在經(jīng)濟上是有效的。
靈活性支持計劃。同樣，正如改革提議允許成員國所做的那樣，補貼某些靈活性提供者在經(jīng)濟上效率是低下的，因為它減少了其他市場參與者以系統(tǒng)友好方式運營的動力。在某種程度上，補貼會扭曲市場， 導致對需求響應和儲能的額外投資，這將壓低現(xiàn)貨市場的價差或平衡備用市場的容量價格，否則會刺激基于市場的投資。因此，如果成員國實施需求響應和儲能支持計劃， 最重要的是不要引入額外的扭曲，即不要干預補貼資產(chǎn)基于市場的調度決策。
相反，減少壁壘。我們認為，應該解決需求方靈活性的主要障礙，而不是引入新的特殊市場來實現(xiàn)靈活性。顯而易見的事實是電網(wǎng)費率，這可能是許多消費者（包括工業(yè)用電用戶回避讓他們的需求更加靈活的原因。我們將在專欄2中更詳細地介紹這個論點，基于功率的電網(wǎng)費率（單個峰值容量收費）是需求響應的一個主要障礙。我們建議引入和加強明確的分時變化的電網(wǎng)費率。如果這樣做，則可能不需要明確的需求靈活性市場。相反， 通過現(xiàn)有的日前市場、日內市場和實時平衡市場，就可以充分激勵所有類型的靈活性。
專欄 2：電網(wǎng)費率是靈活性障礙
簡介。委員會關于新電力指令提案的一個核心方面是對需求側靈活性的支持。該指令的提案包括各種靈活性支持計劃。然而，挖掘需求側靈活性潛力的一個主要障礙仍未提及。當前的電網(wǎng)費率方法旨在通過扁平化所有消費者的消費狀況來減輕配電和輸電網(wǎng)絡的壓力。我們將在此專欄中表述：這強烈阻礙了電力消費者和儲能服務系統(tǒng)需求側的靈活性。
背景：在大多數(shù)成員國，電力消費者的電網(wǎng)費率由基于能量的部分和基于功率的部分組成。在關于歐洲輸電和配電電費方法的報告中，ACER鼓勵轉向更多基于功率的配電電費 （ACER 2022）。ACER 認為，基于功率的收費最能反映電網(wǎng)的最終成本，因為它們（在某種程度上）與電網(wǎng)峰值需求相關。在太陽能自發(fā)電和對電網(wǎng)友好的電動汽車充電的背景下，也經(jīng)常提倡為家庭引入基于功率的電網(wǎng)費率。
論點。在本專欄中，我們討論了這種基于功率的電網(wǎng)費率所產(chǎn)生的經(jīng)濟激勵。我們強調了這種電費設計的三個相關方面，我們認為在當前關于需求側靈活性的辯論中缺失的幾個方面。首先，基于功率的電費是隱含的時變費率。其次，基于功率的費率意味著特定時段內額外電能消費的成本極高，這將限制需求側響應。第三，基于功率的費率取決于個體的消費曲線，而費率應該基于電網(wǎng)負荷，以提供經(jīng)濟上合理的激勵措施。
時變費率。基于功率的費率（有時也稱為峰值容量費用）意味著消耗額外（“邊際”）兆瓦時的成本在一年內變化。更準確地說，有兩個價格等級：如果消耗的電量低于個體的峰值負荷，只需要支付能量部分。如果功率消耗已經(jīng)達到峰值負荷，則消費的增加會導致功率部分的額外費用。換句話說，這些時段的邊際電網(wǎng)費率要高得多。因此，費率是隱含的隨時間變化的電網(wǎng)費率。
舉例。以下案例研究說明了這一點。我們以 2022 年柏林中壓級別的電網(wǎng)費率為例。它們由 26 歐/MWh 的能量部分與約 60,000 歐/MW 的功率部分組成。假設一個消費者全年每天上午 9 點至下午 5 點之間峰值負荷恒定。如果在這些高峰時間之外用電量增加，則只需支付能量部分。但是，如果每日用電量在高峰需求時間內增加，則需要支付更高的電費。示例中所有 2,920 個高峰時段的用電量增加 1 兆瓦會導致每兆瓦時額外消費的有效電網(wǎng)費率約為 46 歐元【13】。 因此，新的夜班意味著 26 歐/MWh 的電網(wǎng)費用，而白班費用為 46 歐/MWh（圖 12，左）。由于功率部分的原因，有效電網(wǎng)費率在一天中會發(fā)生波動。
附注【13】60,000 歐元/MW的功率部分分布在 8×365=2920 小時內，相當于每兆瓦時 20 歐元左右。
圖 12：i）單個峰值負載的所有時間（左）和 ii）四分之一小時（右）內消耗量增加的有效網(wǎng)絡費用
來源 NEON
靈活性激勵。如果峰值需求的增加不是分散在多個小時內，而只是在幾個小時內發(fā)生，例如，以短期消費增加的形式提供靈活性，那么有效電網(wǎng)費用的差異就會變得荒謬。如果在每一刻鐘內額外消耗1個兆瓦時，峰值需求將增加4兆瓦。在柏林的中壓的案例中，有效的電網(wǎng)收費將為24000歐/MWh，這幾乎是基于能量的收費部分的1萬倍（圖12，右）。即使額外的兆瓦時以每小時10千瓦時分布在100小時以上，每額外兆瓦時的成本仍然是600歐元，即能量組成部分的20倍。這個例子表明，對于基于功率的網(wǎng)絡收費的消費者來說，增加用電量實際上是不值得的。由此產(chǎn)生的電網(wǎng)費用增加將不會由來自電力市場或其他靈活性市場的任何其他財政激勵來補償。因此，基于功率的電網(wǎng)收費強烈地阻礙了靈活性的提供。
個體負荷。電網(wǎng)費用的功率部分（個體峰值容量費用）的問題在于它是基于個體用電量。是個體峰值負荷，而不是系統(tǒng)峰值負荷，定義了用電量增加導致的時間。這意味著對于所有消費者來說，最高的電費可能會在不同的時刻發(fā)生，這是有問題的，主要原因有兩個：首先，這種方法并不能保證所有消費者都有動力在系統(tǒng)功率耗盡時減少用電。電網(wǎng)處于滿負荷狀態(tài)，因為高額費用只適用于那些處于個體需求高峰的消費者。第二個問題，對于靈活性的提供來說更糟糕，當電網(wǎng)沒有壓力時，消費者也沒有動力增加消費。想象一下夏季陽光明媚的周日：盡管當?shù)刎S富的太陽能發(fā)電沒有滿足多少需求，但消費者卻極不愿意將用電量提高到個體峰值負荷以上。這阻礙了新功率需求（例如電制熱）的部署，為現(xiàn)有流程的靈活性設置了一個強大的障礙。
電力市場類比。單獨和獨立的峰值費率方法與市場上基于總體需求的價格形成的經(jīng)濟邏輯截然相反，例如電力批發(fā)市場。在電力交易中，均衡價格是由總需求決定的，而不是個體需求，如果將電網(wǎng)費率的邏輯應用到電力交易中，所有消費者都將支付單獨的電價。當特定消費者消耗大量功率時，即使有大量風能和太陽能可用，個體電價也總是很高。反之，當個體用電量低時，即使是在嚴重短缺的情況下，個體電價也會低。由此可見個體電價原則的荒謬之處。
電網(wǎng)負荷。按照經(jīng)濟邏輯，電網(wǎng)收費應該取決于電網(wǎng)總負荷，即所有客戶的共同消費，而不是單個客戶的個體消費情況。在每一時刻，一個電網(wǎng)區(qū)域內的所有消費者都應該支付相同的費用。消費的增加，因為它們對電網(wǎng)有相同的影響。
總結。入上我們表明，電網(wǎng)費率中基于功率的部分會隨著時間的推移而導致額外功率消耗的不同成本。然而，這提供了一些不良的激勵：
它系統(tǒng)地促進了資產(chǎn)和流程的不靈活設計，即扁平化的消費模式。
由此產(chǎn)生的各個電網(wǎng)費率曲線與電網(wǎng)負荷并不直接相關。即使在供電過剩的電網(wǎng)中，額外的消耗也可能會受到巨大的經(jīng)濟損失。
如果用電量僅在幾個小時內增加，基于個別峰值負荷的電網(wǎng)費率會導致異常高的邊際成本。這阻礙了工業(yè)靈活性，例如在出現(xiàn)負的批發(fā)電價或電網(wǎng)瓶頸時使用電力。
推薦。因此，基于功率的電網(wǎng)費率（單獨的峰值容量收費）是需求響應和儲能的主要障礙。我們建議引入和增強明確的時變電網(wǎng)費率，而不是轉向更多的基于功率的費率。然而，由于費率方法由 NRA 管轄，各國政府在這方面的余地有限。為了激勵需求響應和儲能，歐盟立法應建議甚至規(guī)定隨時間變化的配電網(wǎng)的費率。
