3.3.2. 灵活性目标和支持计划（条例第 19c-f 条）

即是评估。委员会的提案将灵活性的评估、目标和支持机制引入欧盟电力市场设计。从而创建了专门针对储能和需求资产的新特殊市场，从而对这些资产与其他类型的灵活性进行主动的价格歧视。这偏离了之前短期市场的重点是非歧视和强有力的统一价格信号，因此可能会降低整体市场效率。我们认为，解决当前需求侧灵活性缺乏更好的方法是解决主要障碍：基于容量的电网费率，正如我们在专栏 2 中所解释的那样。在本节中，我们首先概述电力市场灵活性的本质，描述所有电力市场为何是隐性的灵活性市场，然后更详细地描述和评估改革建议。

定义。灵活性是一个涵盖广泛的电力系统特征的总称。委员会提案中的定义非常广泛，将其定义为“电力系统适应发电和消费模式以及电网可用性的变化的能力， 跨越相关的市场时间框架。” 这个定义适用于电力系统资产的不同能力，包括稳固容量、快速爬坡的能力、根据需求运行的能力或位于系统服务地点的能力。本质上，灵活性是指在资产的运营和投资中考虑到电力系统的其余部分，有时也称为系统友好性。这可以通过一个思想实验来说明：如果电力系统的各个组成部分仅仅针对自身进行优化，它们会是什么样子？在这种情况下 ，火力发电厂将以恒定的基础负荷运行，并位于燃料供应充足且运输成本极低的地方，例如在沿海地区，峰值负荷燃气发电厂根本不复存在。风能和太阳能发电厂将被设计和建在发电成本最低的地方。消费者可以随时随地用电；夜间的储热器永远不会被发明；储能和电网也将不复存在。供给和需求在时间和地点上都不匹配（除非巧合）。所有弥合发电和消费之间差距的措施——电网、储能，以及发电或消费的调整——都可以被理解为灵活性。

对灵活性的需要。对灵活性的需要是电力系统固有的。这并不是一个新现象，也不限于可再生能源。一般来说，系统中的每项资产都有需要灵活性，但也能够提供灵活性。然而，系统在提供灵活性的类型、数量和成本方面有所不同。基于可再生能源的电力系统显然需要与基于化石燃料的电力系统不同的补充技术。

每个电力市场都是一个灵活性市场。每个电力市场（现货、日内、平衡能源市场等）都在平衡供需，因此也同时是能源市场和灵活性市场。灵活性要求已纳入参与电力市场的条款和条件中。例如，向所有平衡责任方提交每刻钟一次的时间表的义务，以及对平衡备用的响应时间的要求。相反，很难想象一个电力市场不是同时也是一个灵活性市场：它将由纯粹兆瓦时能量交易组成，没有交付地点、产品定义或时间曲线。当然，这样的市场并不存在。

对灵活性的需要反映在市场价格上。灵活性需要表达通过市场价格，例如，通过日前市场剩余负荷高低不同小时间的价格差异，通过日内市场同一个小时的价格变动，或通过市场上的容量支付和能源支付水平来平衡备用。一个灵活的资产，比如一个电池，可能会通过调整其生产计划来应对这些价格信号。在此过程中，它从这些价格信号中获利，同时满足了系统对灵活性的需求。这些利润机会为灵活性提供了适当的投资激励，例如，频率控制备用（FCR）市场的价格促使电池运营商近年来大规模进入这个市场。

灵活性的具体需要。灵活性一词最好理解为一个抽象的、多维的概念，不能以兆瓦或兆瓦时来衡量。因此，无法建立一般的“灵活性优劣顺序”。灵活性的各个方面都可以被定义，并且如果需要，可以在市场上进行交易或采购。其中一个例子是平衡备用市场，其定义了电力系统对短期电力增加或减少的需要（按提前时间区分） 、度量与采购。另一方面，评估未明确的灵活性需求并设定国家级别灵活性目标很难与电力系统差异化的灵活性需求相协调。

电力产品具有灵活性。为了设计市场以满足对灵活性的需要，需要定义产品、细分市场和系统服务，使它们能够反映电网的物理需要。随着电力系统的转型，反复调整细分市场可能是有用的，反映不断变化的灵活性需要或新的技术机会。过去在这方面的干预措施包括引入每刻钟市场时间单位、逐渐将关闸时间移至更接近交割的时间，或在2010年代调整控制备用资格预审条件以允许电池被使用，近几年引入居民用户实时定价电费，或者可能在2020年代的某个时候采购的瞬时备用。

灵活性不是特定于技术的。灵活性的大多数方面可以通过各种类型的资产和技术来提供：传统和可再生能源发电机组、储能、工业和小型消费者，或通过联络线进出口。通常不同技术的相互作用代表了最有效的灵活性交付， 通常限制为特定资产的灵活性激励制的效率不高。然而，迄今为止，灵活性机制一直重点关注发电机组。因此，集中讨论需求和储能似乎是合理的。因为还有一些特定的障碍，例如基于功率的电网费率（见专栏2）。

评估灵活性需求并引入国家层面的灵活性目标。委员会提案包括 NRA 有义务在成员国国家层面编制两年一次的灵活性需求评估。ITRE 建议通过 ACER 进行全欧盟评估来补充这些评估。TSO 和 DSO 有义务提供所需的数据，由其行业协会 ENTSO-E 和 EU DSO 实体进行协调。国家层面的灵活性评估将由 ACER（委员会提案）以及欧洲气候变化科学咨询委员会（ITRE 修正案）进行分析。基于这些报告，成员国应确定需求响应和储能的国家目标。这些目标又将由委员会在向议会和理事会提交的报告中进行评估，ITRE建议附上一份关于需求响应和储能的联盟战略。起草这些报告、评估以及由此产生的战略将给这些机构带来巨大的行政负担和成本。

灵活性是有代价的。提供灵活性通常会带来（机会）成本：电池的投资成本很高，参与需求响应的工业设施必须中断其生产过程，灵活的发电厂有燃料和排放成本。它不能有效地满足每一个灵活性需求，例如，目前不能在电力便宜的时候储存多余的风力发电，在价格较高时放电。通常，减少风力发电和接受不同小时的价格差异在经济上是有效的。

灵活性支持计划。同样，正如改革提议允许成员国所做的那样，补贴某些灵活性提供者在经济上效率是低下的，因为它减少了其他市场参与者以系统友好方式运营的动力。在某种程度上，补贴会扭曲市场， 导致对需求响应和储能的额外投资，这将压低现货市场的价差或平衡备用市场的容量价格，否则会刺激基于市场的投资。因此，如果成员国实施需求响应和储能支持计划， 最重要的是不要引入额外的扭曲，即不要干预补贴资产基于市场的调度决策。

相反，减少壁垒。我们认为，应该解决需求方灵活性的主要障碍，而不是引入新的特殊市场来实现灵活性。显而易见的事实是电网费率，这可能是许多消费者（包括工业用电用户回避让他们的需求更加灵活的原因。我们将在专栏2中更详细地介绍这个论点，基于功率的电网费率（单个峰值容量收费）是需求响应的一个主要障碍。我们建议引入和加强明确的分时变化的电网费率。如果这样做，则可能不需要明确的需求灵活性市场。相反， 通过现有的日前市场、日内市场和实时平衡市场，就可以充分激励所有类型的灵活性。

专栏 2：电网费率是灵活性障碍

简介。委员会关于新电力指令提案的一个核心方面是对需求侧灵活性的支持。该指令的提案包括各种灵活性支持计划。然而，挖掘需求侧灵活性潜力的一个主要障碍仍未提及。当前的电网费率方法旨在通过扁平化所有消费者的消费状况来减轻配电和输电网络的压力。我们将在此专栏中表述：这强烈阻碍了电力消费者和储能服务系统需求侧的灵活性。

背景：在大多数成员国，电力消费者的电网费率由基于能量的部分和基于功率的部分组成。在关于欧洲输电和配电电费方法的报告中，ACER鼓励转向更多基于功率的配电电费 （ACER 2022）。ACER 认为，基于功率的收费最能反映电网的最终成本，因为它们（在某种程度上）与电网峰值需求相关。在太阳能自发电和对电网友好的电动汽车充电的背景下，也经常提倡为家庭引入基于功率的电网费率。

论点。在本专栏中，我们讨论了这种基于功率的电网费率所产生的经济激励。我们强调了这种电费设计的三个相关方面，我们认为在当前关于需求侧灵活性的辩论中缺失的几个方面。首先，基于功率的电费是隐含的时变费率。其次，基于功率的费率意味着特定时段内额外电能消费的成本极高，这将限制需求侧响应。第三，基于功率的费率取决于个体的消费曲线，而费率应该基于电网负荷，以提供经济上合理的激励措施。

时变费率。基于功率的费率（有时也称为峰值容量费用）意味着消耗额外（“边际”）兆瓦时的成本在一年内变化。更准确地说，有两个价格等级：如果消耗的电量低于个体的峰值负荷，只需要支付能量部分。如果功率消耗已经达到峰值负荷，则消费的增加会导致功率部分的额外费用。换句话说，这些时段的边际电网费率要高得多。因此，费率是隐含的随时间变化的电网费率。

举例。以下案例研究说明了这一点。我们以 2022 年柏林中压级别的电网费率为例。它们由 26 欧/MWh 的能量部分与约 60,000 欧/MW 的功率部分组成。假设一个消费者全年每天上午 9 点至下午 5 点之间峰值负荷恒定。如果在这些高峰时间之外用电量增加，则只需支付能量部分。但是，如果每日用电量在高峰需求时间内增加，则需要支付更高的电费。示例中所有 2,920 个高峰时段的用电量增加 1 兆瓦会导致每兆瓦时额外消费的有效电网费率约为 46 欧元【13】。 因此，新的夜班意味着 26 欧/MWh 的电网费用，而白班费用为 46 欧/MWh（图 12，左）。由于功率部分的原因，有效电网费率在一天中会发生波动。

附注【13】60,000 欧元/MW的功率部分分布在 8×365=2920 小时内，相当于每兆瓦时 20 欧元左右。

图 12：i）单个峰值负载的所有时间（左）和 ii）四分之一小时（右）内消耗量增加的有效网络费用

来源 NEON

灵活性激励。如果峰值需求的增加不是分散在多个小时内，而只是在几个小时内发生，例如，以短期消费增加的形式提供灵活性，那么有效电网费用的差异就会变得荒谬。如果在每一刻钟内额外消耗1个兆瓦时，峰值需求将增加4兆瓦。在柏林的中压的案例中，有效的电网收费将为24000欧/MWh，这几乎是基于能量的收费部分的1万倍（图12，右）。即使额外的兆瓦时以每小时10千瓦时分布在100小时以上，每额外兆瓦时的成本仍然是600欧元，即能量组成部分的20倍。这个例子表明，对于基于功率的网络收费的消费者来说，增加用电量实际上是不值得的。由此产生的电网费用增加将不会由来自电力市场或其他灵活性市场的任何其他财政激励来补偿。因此，基于功率的电网收费强烈地阻碍了灵活性的提供。

个体负荷。电网费用的功率部分（个体峰值容量费用）的问题在于它是基于个体用电量。是个体峰值负荷，而不是系统峰值负荷，定义了用电量增加导致的时间。这意味着对于所有消费者来说，最高的电费可能会在不同的时刻发生，这是有问题的，主要原因有两个：首先，这种方法并不能保证所有消费者都有动力在系统功率耗尽时减少用电。电网处于满负荷状态，因为高额费用只适用于那些处于个体需求高峰的消费者。第二个问题，对于灵活性的提供来说更糟糕，当电网没有压力时，消费者也没有动力增加消费。想象一下夏季阳光明媚的周日：尽管当地丰富的太阳能发电没有满足多少需求，但消费者却极不愿意将用电量提高到个体峰值负荷以上。这阻碍了新功率需求（例如电制热）的部署，为现有流程的灵活性设置了一个强大的障碍。

电力市场类比。单独和独立的峰值费率方法与市场上基于总体需求的价格形成的经济逻辑截然相反，例如电力批发市场。在电力交易中，均衡价格是由总需求决定的，而不是个体需求，如果将电网费率的逻辑应用到电力交易中，所有消费者都将支付单独的电价。当特定消费者消耗大量功率时，即使有大量风能和太阳能可用，个体电价也总是很高。反之，当个体用电量低时，即使是在严重短缺的情况下，个体电价也会低。由此可见个体电价原则的荒谬之处。

电网负荷。按照经济逻辑，电网收费应该取决于电网总负荷，即所有客户的共同消费，而不是单个客户的个体消费情况。在每一时刻，一个电网区域内的所有消费者都应该支付相同的费用。消费的增加，因为它们对电网有相同的影响。

总结。入上我们表明，电网费率中基于功率的部分会随着时间的推移而导致额外功率消耗的不同成本。然而，这提供了一些不良的激励：

它系统地促进了资产和流程的不灵活设计，即扁平化的消费模式。

由此产生的各个电网费率曲线与电网负荷并不直接相关。即使在供电过剩的电网中，额外的消耗也可能会受到巨大的经济损失。

如果用电量仅在几个小时内增加，基于个别峰值负荷的电网费率会导致异常高的边际成本。这阻碍了工业灵活性，例如在出现负的批发电价或电网瓶颈时使用电力。

推荐。因此，基于功率的电网费率（单独的峰值容量收费）是需求响应和储能的主要障碍。我们建议引入和增强明确的时变电网费率，而不是转向更多的基于功率的费率。然而，由于费率方法由 NRA 管辖，各国政府在这方面的余地有限。为了激励需求响应和储能，欧盟立法应建议甚至规定随时间变化的配电网的费率。