德國可再生能源的補貼曾使德國的電價一路攀升，成為了世界上最高的電價，最后又迫使各黨派達成共識，要逐步地取消對可再生能源的補貼，爭取在2026年完全取消可再生能源“稅” [2]。德國新一屆政府計劃提前取消對可再生能源的補貼，預期可以使德國居民電價回到正常水平。

高比例可再生能源的市場設計包括可再生能源的補貼設計、可再生能源的電力市場設計和可再生能源的的安全供電三個方面。下面將用一些德國能源市場的歷史事件分別舉例解釋這三個方面設計的理論和原則以及它們在實際中應用的效果。

一、德國可再生能源的補貼設計

一般來說，可再生能源的補貼設計分為價格控制和數(shù)量控制兩種模型。價格控制模型是先確定好價格，再通過監(jiān)管的方式確定補貼數(shù)量。簡單地說就是通過補貼電價促進可再生能源的發(fā)展。由于補貼價格是固定的，可再生能源的發(fā)電價格是未定的，所以補貼數(shù)量的結果是不確定的，因而價格控制模型的補貼總成本有很大的風險。數(shù)量控制模型是先確定好數(shù)量，再通過拍賣的方式確定補貼價格。簡單地說就是通過拍賣量來促進可再生能源的發(fā)展。由于補貼數(shù)量是固定的，可再生能源發(fā)電價格是未知的，所以中標價格結果是不確定的，因而數(shù)量控制模型的補貼最終價格有風險。

圖一：德國可再生能源發(fā)展和政策調(diào)整的關系

德國政府覺得保護投資人的長遠利益更有利于發(fā)展可再生能源，所以決定采用價格控制模型。2000年首次頒發(fā)的可再生能源法規(guī)定了固定電價補貼20年。在很長一段時間里，價格控制模型被認為是非常有效的，使德國的可再生能源得以迅速發(fā)展。

圖二：光伏組件價格的歷史發(fā)展

光伏組件價格不斷地下降，數(shù)量每翻一番價格就會下降25%（圖二），超過了德國價格控制模型中對光伏價格的預估。結果價格控制模型果然出了典型的風險問題，即光伏發(fā)電補貼的數(shù)量失控。2009年以后，由于光伏發(fā)電補貼過多，造成電價迅速上漲（圖一中紅色曲線的第一次上升部分）。德國政府 2012年修改了價格控制模型中光伏價格的模型，降低了對光伏的補貼（圖一中紅色曲線的第一次平緩部分）。針對可再生能源的波動性引起的電力系統(tǒng)平衡能量逐漸地增多，德國政府又對可再生能源上市實行了義務制和獎勵制，發(fā)揮了具有自平衡機制的電力市場的作用，減低了對電力系統(tǒng)平衡能量的需求[3]，但是能源密集型產(chǎn)業(yè)的免稅使分攤到其它工業(yè)和居民的電費成倍上漲（圖一中紅色曲線的第二次上升部分）。當時德國政府的定價原則是補貼應高于現(xiàn)貨市場價格。由于可再生能源越來越多，現(xiàn)貨市場價格下降得越厲害，所以大多數(shù)可再生能源的持有者還是選擇繼續(xù)拿補貼。雖然平衡市場有了一直激勵的機制，但現(xiàn)貨市場仍然沒有什么起色，也沒有解決電價居高不下的困局。德國政府2014年不得不又重新修訂可再生能源法，要求自備電廠也必須繳納可再生能源能源“稅”（能源密集型產(chǎn)業(yè)除外），限制不合理的“避稅”的情況。

2017年風電的價格開始接近化石能源，德國政府再一次修改可再生能源法，從以前的價格控制模型改為數(shù)量控制模型。基本上是將價格視為市場反應，將數(shù)量視為政府要求（而不是像以前那樣反過來）。招標改為拍賣的方式后，小公司利用利潤低中標居多。2017年的可再生能源法還引入了補貼市場直銷的激勵原則。如果可再生能源發(fā)電直銷現(xiàn)貨市場，從市場獲得的盈利低于固定補貼，差值部分由政府補齊。明顯不同于其它國家的是，如果市場獲得的盈利高于固定補貼，增值部分不必上交。這一市場激勵方式被認為是卓有成效的，有效地抑制了可再生能源“稅”的繼續(xù)上漲（圖一中紅色的補貼曲線再次平緩），成為德國可再生能源高消納的一個秘訣。

德國新一屆政府已決定將在2023年取消對可再生能源的補貼。這將大大促進儲能的發(fā)展。電轉熱將會因此很快商業(yè)化，一方面補足熱泵數(shù)量不足的情況，完成2030年“綠色”熱能供熱達到50%的新目標，另一方面通過電轉熱的靈活性保障電力系統(tǒng)的安全運行。按照德國新一屆政府的計劃，電力市場也需要重新設計，準氫氣（H2-ready）燃氣電廠將會扮演重要角色，基礎將是綜合能源（所謂“行業(yè)聯(lián)盟”），彌補目前電力現(xiàn)貨市場機制的弱點。其實德國新一屆政府的大部分能源政策早已是專家們的共識，聯(lián)盟黨上臺也會如此，可以說是政策專家化了。

二、德國可再生能源的電力市場設計

德國選定了用純電量市場原則作為發(fā)展可再生能源的電力市場設計原則。在純電量市場中，激勵措施的出發(fā)點是在某一時間點的負荷需求。當負荷需求量得到發(fā)電量的滿足時，就形成了價格。這個滿足最后一個單位需求的邊際價格是基于發(fā)電的邊際成本或需求的邊際效益。理解這一機制的關鍵是，機會成本是邊際成本和邊際收益的一個重要因素。比如發(fā)電商可以根據(jù)市場價格把電賣到現(xiàn)貨或平衡市場，那么在平衡電力市場上，機會成本對應于現(xiàn)貨市場上的預期收入損失。根據(jù)機會成本發(fā)電商可以選擇現(xiàn)貨市場或者平衡市場交易。發(fā)電的邊際成本或需求的邊際效益并沒有一個恒定的值。在負荷需求量大的時候，通常也會獲得更高的收益，從而有更高的電價的意愿。純能量市場的基本特征是，沒有政府規(guī)定的擔保電力需求，市場電價也不受到政府的限制。

德國的電力市場設計基于銅板原理，假定電網(wǎng)容量無限大，可以不限地域進行自由交易，非常有利于發(fā)展創(chuàng)造新的商業(yè)模式，因為德國業(yè)界認為市場的活躍程度決定了市場的生命力。一般來說，交易產(chǎn)品交接時間越短，市場的地理定義越大，市場靈活性的潛力就越高。相反，市場區(qū)域越小（或活躍程度越低），最小交割期定義得越長，靈活性潛力越低。節(jié)點電價受地域限制，沒有跨區(qū)域的發(fā)電售電組合，因而商業(yè)模式也受到限制，市場有可能不夠活躍。

德國電力市場分為場外交易，期貨交易，現(xiàn)貨交易和平衡能量交易。

場外交易和期貨

德國的場外交易一般是簽雙邊長協(xié)，簽約時會參考現(xiàn)貨市場的價格。當現(xiàn)貨市場出現(xiàn)或預期出現(xiàn)發(fā)電不足時，會導致消費者對套期保值有強烈需求，這也會使長期市場的價格上漲。德國的場外交易占總電力交易的75%。相對其它歐洲國家而言，德國比較重視風險管控，沒有“無現(xiàn)貨非市場”的說法，所以最近的能源漲價對德國來說相對影響要比法國和英國都要小。這似乎應證了德國業(yè)界的一種說法，認為企業(yè)能源交易的首要任務并不是賺錢而是控制風險，保障能源供應，防止?jié)q價造成的企業(yè)傾家蕩產(chǎn)。

現(xiàn)貨市場

德國的現(xiàn)貨市場分為日前拍賣，日內(nèi)拍賣和日內(nèi)交易（圖三）。

圖三：德國德國電力交易模式

日前市場的競爭機制按照按邊際成本（燃料和排放成本）排序，其中可再生能源發(fā)電的邊際成本為零，核電較低，煤電較高，燃氣發(fā)電更高，燃油發(fā)電的邊際成本最高。日前市場的價格機制采用按用電需求統(tǒng)一出清的方法（圖四）。市場需要的發(fā)電量按邊際成本排序，一直排到滿足負荷需求為止。這時的電價被稱為出清價格。如果出清價格是燃氣發(fā)電的邊際成本，那么煤電、核電和可再生能源發(fā)電都得到統(tǒng)一價格的發(fā)電費用，所以在圖三的例子里可再生能源的發(fā)電收入實際上是燃氣發(fā)電最高的中標價格。不過可再生能源的能源密度低于其它傳統(tǒng)能源，每發(fā)一千瓦時的電必須比用燃煤或燃氣發(fā)電投入更多的材料和能源，使得發(fā)電的投資成本一開始很高，所以德國政府制定的補貼高于市場價格。這也是補貼和市場之間的關聯(lián)關系。

日內(nèi)連續(xù)交易的價格是按照 "按標價支付 "的程序確定。在連續(xù)交易中，收取的價格總是正好是各自交易中接受的價格，交易時間的不同，同一產(chǎn)品的價格也不同。只有在日內(nèi)拍賣中，才不適用按標價付費的程序，也不適用市場清算價格。日內(nèi)交易還包括了發(fā)電不足時高額電價和發(fā)電過剩時負電價的市場機制。

圖四：德國日前市場按邊際成本排序和統(tǒng)一出清的方法

這種電力市場的設計原則主要構思是“減排“。可再生能源越多，發(fā)電曲線會越往右移，排擠化石能源，同時也會降低電價。可是電價越低，越不利于扶植可再生能源的自立和再融資，曾被認為是德國電力市場設計上的一個缺陷。這也是所謂的市場投資導向問題。在很長一段時間里，人們一直認為，雖然沒有人投資化石能源了，但市場設計并沒有考慮可再生能源的持續(xù)投資機制。全球能源價格“危機”給可再生能源的投資者帶來了意想不到的機遇。今年德國最早獲得可再生能源的補貼已經(jīng)20年期滿后結束，一部分投資者選擇了PPA（Power Purchase Agreement）的投資形式，另一部分投資者則選擇了“現(xiàn)貨直銷”（直接在現(xiàn)貨市場上銷售可再生能源）。隨著燃煤和燃氣價格的不斷上漲，出清價格也越來越高，選擇了現(xiàn)貨直銷的運營商可以增加盈利最高達到50%以上。尤其是光伏發(fā)電的投資者，2012年前光伏發(fā)電曾被稱為“印錢機” ，2021年再現(xiàn)當年“輝煌”。隨著碳價的上漲，燃煤和燃氣的發(fā)電價格都會上漲，加上棄煤政策，燃氣電廠會越來越多地取代燃煤電廠的地位，主導統(tǒng)一出清的價格（圖四）。燃氣發(fā)電過去主要是擔負電力系統(tǒng)平衡的任務（調(diào)頻），以后不僅要負責電力系統(tǒng)的平衡，還要擔負無風無太陽時安全供電的重任，最大發(fā)電小時數(shù)和盈利都會不斷地增加。由于可再生能源的發(fā)電成本越來越低，現(xiàn)貨市場的電價越來越高，會有越來越多的人投資可再生能源。當然德國現(xiàn)貨市場的電價在一定程度上會受到從相鄰國家輸入電力的限制。

德國電力現(xiàn)貨市場事實上和股票市場沒有太大的區(qū)別，電力交易員大都來自股票市場，交易手段也類似，比如電力自動交易就直接來自于股票市場。區(qū)別是電力交易受限于物理過程，即電力系統(tǒng)必須隨時保持發(fā)電和負荷的平衡，風險比股票市場相對小一些，電價預測也相對容易一些。商業(yè)模式有新能源直接上市銷售（現(xiàn)貨市場），參與平衡能源市場和再調(diào)度及靈活性市場等。現(xiàn)貨市場功能包括經(jīng)濟優(yōu)化平衡基團，發(fā)電用電計劃優(yōu)化，實時買賣和調(diào)整計劃偏差。

圖五：德國的購電方式舉例

德國購電方式采用標準化的“塊狀”產(chǎn)品。偏差由自備電廠，自備電源，可控負荷控制或簽外協(xié)來調(diào)偏。德國有4個綠證GO機構核實綠電，目前只有有70家供應商（約占7%）。

德國的現(xiàn)貨市場設計了一種平衡基團的機制[3]。平衡基團是一個虛擬的市場基本單元，在此單元中，發(fā)電和用電量必須達到平衡。當單元內(nèi)部達不到自平衡時，必須買入或賣出電量來保持平衡。平衡基團負責每天預測該區(qū)域內(nèi)流入與流出電量，根據(jù)需要買入或賣出電量平衡該區(qū)域電量，并制成計劃上交給輸電網(wǎng)公司，而輸電網(wǎng)公司會根據(jù)這些表格在內(nèi)部平衡之后做出全區(qū)域的計劃。當預測和實際發(fā)生偏差時，平衡基團必須承擔系統(tǒng)的平衡費用。目前配電網(wǎng)在計算平衡偏差的時候使用的是負荷標準曲線。負荷標準曲線實際上是德國轉型轉型前的標準，早已不適合高比例可再生能源的場景，配電網(wǎng)準確計算平衡偏差可以進一步地改善平衡基團的機制。

虛擬電廠是負責平衡基團的電力交易公司上市的必備工具。典型的商業(yè)模式是用預測服務賺錢，同時用于可再生能源現(xiàn)貨直銷，再用于現(xiàn)貨交易。由于客戶相同，也不增加營銷和管理費用，可以說是一舉三得，可以充分發(fā)揮規(guī)模經(jīng)濟的效應。簡單地說就是，每兆瓦的服務價格決定虛擬電廠的市場活力。平臺經(jīng)濟是規(guī)模經(jīng)濟，所以虛擬電廠規(guī)模越大，集成功率的兆瓦數(shù)越高，盈利也越佳[4]。常見的商業(yè)模式還有自動發(fā)電優(yōu)化控制，利用虛擬電廠參加現(xiàn)貨市場，自動調(diào)節(jié)平衡基團的能量平衡（控制偏差）以及利用虛擬電廠參加現(xiàn)貨市場，負責集中采購能源。由于現(xiàn)貨市場上的可再生能源越多，成交的電價越低，所以電力交易公司的盈利一直在下降，市場競爭越來越激烈。這使得市場上出現(xiàn)了專門的虛擬電廠平臺商，越來越集中，最后可能會以達成某種平衡而形成虛擬電廠的多頭市場壟斷。

歐洲的電網(wǎng)大部分是連在一起的，一共有6個地區(qū)的安全協(xié)調(diào)中心負責跨境的電力潮流優(yōu)化，通過統(tǒng)一出清算法使得各相鄰國家現(xiàn)貨市場的價格日趨一致。在2010年引入的區(qū)域價格聯(lián)動機制（PCR）的基礎上，歐洲各國在2014年實現(xiàn)了總共15個歐洲國家的全區(qū)域日前市場的耦合。2018年又實行了跨境日內(nèi)交易市場的耦合（XBID），允許參與國的協(xié)調(diào)出價，并在日內(nèi)進行跨境交易。

圖六：歐洲日前市場耦合（PCR）和歐洲日內(nèi)市場耦合（XBID）

實行現(xiàn)貨市場耦合的好處是，通過優(yōu)化有利于減少電網(wǎng)擁塞，使各國現(xiàn)貨市場的價格趨于一致，減輕價格高峰， 緩解相鄰市場地區(qū)的極端天氣狀況（如寒流、風暴）造成的影響，促進電網(wǎng)消納高比例可再生能源的發(fā)展，提高供電的安全性和市場一體化，減少對單一國家的依賴性。這樣既發(fā)揮了歐洲各國電力市場設計的不同特色，又整合優(yōu)化了歐洲的現(xiàn)貨市場組合。

平衡能量市場

電力系統(tǒng)需要維持供需能量平衡。發(fā)電量大于負荷需求量，頻率會上升，負荷需求量大于發(fā)電量，頻率就會下降，超過一定范圍都會嚴重地影響電力系統(tǒng)的安全。為了維持供需能量平衡，平衡市場需既要為熱儲備功率付費（功率價格），又要按實際投入的平衡電量付費（能量價格）。德國的平衡電量市場是2020年底實行的，以前平衡能源只在一個交易平臺上進行拍賣，而現(xiàn)在平衡功率和平衡電量的交易是在兩個獨立的能源市場上進行的。平衡電量市場比平衡功率市場更節(jié)省平衡能量，雙重市場被認為也是過渡階段，最終的發(fā)展方向是平衡電量的現(xiàn)貨市場。

一般來說，可再生能源的比例越高，系統(tǒng)的波動性越大，系統(tǒng)平衡成本也越高。美國是這樣，英國和法國也都是如此，但德國卻是個特例。德國的經(jīng)驗表明，具有自平衡機制(平衡基團）的能源市場，加上對可再生能源發(fā)電量的精準預測能有效地降低系統(tǒng)平衡成本[3]，成為德國可再生能源高消納的又一個秘訣。

平衡能量市場上有多種商業(yè)模式，有的是利用虛擬電廠參加平衡市場（調(diào)頻輔助服務市場），另外的是銷售分布式能源的靈活性，比如400多臺生物制氣熱電聯(lián)產(chǎn)裝置的運營聯(lián)調(diào)。尤其是傳統(tǒng)電廠，參加平衡能量市場（調(diào)頻市場）盈利會更好一些。平衡能量市場事實上已經(jīng)變成了一個出售能源靈活性的市場。

平衡能量市場的價格包括熱功率儲備的價格和實際出力能量的價格。為了降低平衡能量的費用，德國曾實行一段時間的混合價格法，把熱功率儲備的價格和實際出力電量的價格合并在一起招標。為了降低，發(fā)電公司采用壓低電量的價格，同時提高熱功率儲備的價格，結果引起結構性連鎖反應，形成惡性循環(huán)，幾度危及德國電力系統(tǒng)的安全（圖五），后來不得不終止混合價格法

圖六：平衡能量市場混合價格法的結構性效應

另外一次降低平衡能量的嘗試則獲得了成功。歐洲大部分國家的電網(wǎng)相互聯(lián)網(wǎng)，一個國家需要增加平衡能量（正平衡能量）時可以利用相鄰國家需要降低平衡能量（負平衡能源），反之亦然，防止反調(diào)現(xiàn)象。從2020年底起，歐洲開始試行全歐洲電網(wǎng)優(yōu)化平衡能源。原有德國電廠的平衡能量優(yōu)先排序加入了全歐洲的平衡能量優(yōu)先排序，不僅進一步地減少了德國對平衡能量的需求，也減少了全歐洲電網(wǎng)的平衡能量。實際上，這也是歐洲各國平衡能量市場的耦合。像歐洲現(xiàn)貨市場的耦合一樣，平衡能量市場的耦合也是在歐盟層次上通過立法推動起來的。

理論上，電力平衡能量市場只是電力輔助服務市場的一部分。除了調(diào)頻類服務（有功輔助服務）之外，電力輔助服務市場還應該包括調(diào)壓服務（無功輔助服務）和黑啟動等服務。不過調(diào)壓服務都是局部的，德國目前實行電力輔助服務市場的可能性還不大，大部分都是以雙邊合同的形式解決的。

三、德國可再生能源的的安全供電

德國電力市場設計假定了電網(wǎng)容量無限大，意味著同時規(guī)定了電網(wǎng)運營商的兩個基本任務：一是必須提供足夠的電網(wǎng)容量來保障市場的正常交易，二是要求電網(wǎng)運營商處理電網(wǎng)擁塞時保障市場電量的平衡。這一原則從最開始的輸電領域擴大到了后來的配電領域，今后還要推廣到低壓電網(wǎng)直至客戶端。德國的市場專家們一直對現(xiàn)貨市場引入電網(wǎng)擁塞價格信號抱懷疑態(tài)度，認為由于解決電網(wǎng)擁塞有利可圖有可能會造成人為的和持續(xù)的電網(wǎng)擁塞，所以解決電網(wǎng)擁塞的問題不應該屬于市場范疇，而應該屬于監(jiān)管的范疇。

德國的電力市場還設計了可再生能源稀缺和過剩時的激勵的機理：在發(fā)電量不足的情況下，允許發(fā)電價格超過邊際成本，市場價格是由能源系統(tǒng)的靈活性確定的，可再生能源發(fā)電也會得到相應的報酬。在發(fā)電量過剩的情況下，市場價格的下降會受到靈活性的限制，比如激勵轉移負荷用電。實際上，能源系統(tǒng)靈活性不足時，過剩的可再生能源會引起負電價。

圖七：2018年德國的負荷和剩余負荷曲線

一般來說，供電安全應該從國家儲備常規(guī)發(fā)電能力，覆蓋不靈活的需求，剩余峰值負荷和內(nèi)部市場覆蓋負荷的4個角度來考慮。其中覆蓋不靈活的需求要求系統(tǒng)靈活性大約的覆蓋每年1000小時左右。剩余峰值負荷要求峰值發(fā)電能覆蓋3000多小時，基本上只有燃氣電廠可以做到。對于一個100%可再生能源的系統(tǒng)，產(chǎn)生氫氣和氫氣發(fā)電的成本決定了整個能源系統(tǒng)的經(jīng)濟性。目前德國的電力市場設計中還沒有相應的市場激勵措施。按照2019年的統(tǒng)計，最高負荷為80吉瓦，剩余峰值負荷最高達70吉瓦，可再生能源過剩功率為80吉瓦，理論上至少可以滿足電力轉型。

圖八：德國可再生能源過剩電量和功率

可再生能源有發(fā)電波動性，發(fā)電梯度性（比如由于烏云光伏發(fā)電量可能在數(shù)秒內(nèi)降至零），預測不準確性和分布區(qū)域性四個特點。可再生能源比例越高，這四個特點對電力市場的影響越明顯。經(jīng)過20多年的努力，預測不準確性已經(jīng)基本得到了解決[4]。從市場設計的角度來看，在高比例可再生能源的情況下，有效保證供電的一個關鍵就是充分地利用系統(tǒng)靈活性選擇的多樣性。系統(tǒng)靈活性選擇包括電廠快速啟動、以負荷和儲能為基礎的削峰填谷、風電調(diào)頻和直流控制潮流等措施。可再生能源比例越高，綜合能源起的作用就越大。系統(tǒng)靈活性的質(zhì)量是指其應對發(fā)電梯度的技術能力。市場激勵系統(tǒng)靈活性的措施是改變交易規(guī)則。現(xiàn)貨市場交易結束和實際履行之間的時間差越長，可再生能源發(fā)電的不確定性就越大，所以減少時間差有利于綜合能源系統(tǒng)的靈活性，更進一步地提高現(xiàn)貨市場的實時性，減少能源系統(tǒng)的平衡能量。比如日內(nèi)交易的頻率在2011年12月由1小時改為15分鐘，可以說是德國日內(nèi)交易的改革最重要的里程碑。同樣，平衡能量市場縮短準備時間和實際出力時間也會對系統(tǒng)的靈活性產(chǎn)生非常積極的影響，改善與其它相關市場的同步性。比如交易在2011年12月改為一直進行到發(fā)電履行前的5分鐘也具有同樣的意義。

最初市場設計時認為系統(tǒng)的靈活性有足夠的選擇。后來認識到能源轉型還應該包括供熱轉型和交通轉型[1]。這樣對可再生能源的需求量遠遠超出了最初所計劃的，不增加燃氣發(fā)電量實際上是很難做到的，因而有必要重新設計電力市場，建立新的市場規(guī)則。

四、德國新的電力市場設計

德國新一屆政府準備在2022年完成新的電力市場設計。德國的電力轉型，供熱轉型以及交通轉型實質(zhì)上是以可再生能源電氣化為目標的綜合能源轉型，德國新一屆政府將會考慮電轉熱和電轉氣等儲能技術的市場作用，還會考慮綜合能源網(wǎng)絡的作用。德國目前任何形式的用電包括儲能都需要繳納可再生能源“稅“，因為這部分費用占比較高，所以儲能還沒有經(jīng)濟性。按照新政府的計劃，2023年將取消可再生能源“稅“，不僅會使電轉熱很快地商業(yè)化，也會給電轉氣（儲氫）創(chuàng)造了良好的條件。過去德國的儲氣可以滿足冬季6個月的使用，德國燃氣市場化后，季節(jié)變化的可利用性減弱，儲備天然氣變得經(jīng)濟上劃不來了，需要額外收入才能保住經(jīng)濟性，比如儲氫氣用于保障電力供應帶來的額外收入。

長期以來，德國一直在爭論到底要不要容量市場。擁護者認為只有容量市場才可以可靠地防止可再生能源短缺，歐洲已有一些國家引入了容量市場，而反對者則認為容量市場非常不經(jīng)濟，容易出現(xiàn)監(jiān)管錯誤，使能源轉型復雜化，應該加強現(xiàn)有的市場機制，使電力市場能夠自行補充所需的能力并確保供應安全，也應該進一步提高能源靈活性和效率，并適當提高電網(wǎng)儲備和監(jiān)控能源供應安全。迄今為止德國的現(xiàn)政府一直反對政府干預市場，反對引入帶有“政府影響”的容量市場，但是是否能確保系統(tǒng)供應安全還是個未知數(shù)，所以有人估計，德國新一屆政府一方面會加強鼓勵和發(fā)展系統(tǒng)的靈活性，發(fā)揮生物制氣發(fā)電、儲能或負荷管理的作用，另一方面也許會優(yōu)先考慮以燃氣電廠為基礎的容量市場，并將燃氣電廠的容量增加20-30吉瓦，使總容量在2030年達到50-60吉瓦，使備用功率達到總負荷的60-75%。這種考慮是有一定道理的，因為目前燃氣電廠沒有容量市場的附加收入經(jīng)濟上顯然維持不下去。德國氣象局研究過無風無太陽的天氣。按照20年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，如果也考慮海上風電，每年平均有兩次既無風又無太陽的天氣。如果只考慮風電，德國大陸每年平均出現(xiàn)23次無風的天氣，考慮海上風電后平均出現(xiàn)13次無風的天氣。因此，儲能會變得越來越重要，尤其是儲氫以及儲氫后的再發(fā)電技術。目前準氫氣發(fā)電技術可以最多添加20%的氫氣，在德國已經(jīng)開始商業(yè)化了。不過從目前2030年的目標來看，德國自己還不能提供足夠氫氣量，所以德國新一屆政府準備說服歐盟聯(lián)合采購綠氫，確保綠氫燃料的供應。

雖然“可再生能源+氫能”的模式可以促進可再生能源的發(fā)展，但是從能量轉換效率上來看是有問題的，電制氫再發(fā)電經(jīng)過了兩次能量轉換，損失了近一半的能量，一直是可再生能源模式的一個悖論。“可再生能源+核能” 的模式就沒有效率問題。理論上，核能既可以用來提供基礎負荷，又可以作為平衡能量，比如核電廠可以在15分鐘內(nèi)減少出力一半，燃氣電廠則需要半個小時，燃煤電廠甚至需要幾個小時。事實上，一些核電廠已經(jīng)獲得了進入平衡能量市場的資格，但是目前經(jīng)濟上不一定劃算，比如核電廠作為基礎負荷只發(fā)70%，留下30%作為調(diào)節(jié)用。不過相比“可再生能源+氫能”的模式，“可再生能源+核能”的模式還是要經(jīng)濟多了，所以以“可再生能源+氫能”為基礎的德國模式會受到其它歐洲國家“可再生能源+核能”模式的挑戰(zhàn)。在這種“不利”的情況下，德國會全力發(fā)展氫產(chǎn)業(yè)，打造以氫產(chǎn)業(yè)基礎的制造業(yè)。事實上，德國新一屆政府已經(jīng)做出了這樣的決定，歐盟正在討論的邊界碳稅也是為新型工業(yè)轉型做的準備。