随着可再次生产的能源占比持续扩大，欧洲尤其是德国常常会出现负电价现象。这一现象一方面源于电厂深度反调峰能力的局限，另一方面则是由补贴政策设计不当(即激励与需求跟踪不匹配)所引起。在2020年，新型冠状病毒肺炎疫情导致经济放缓和能源需求减少，德国、法国和瑞士等国的负电价小时数达到了历史高峰(详见图1)。在负电价时段，发电商不得不支付给消费者的费用，甚至高达正常电价的数倍。这不仅对欧洲电力市场的稳定造成了负面影响，也严重打击了消费者的信心。
欧洲各国迅速认识到了这一问题的重要性，并立即采取了行动。通过增强电厂的运行灵活性和调整补贴政策，有效地缓解了负电价问题。本文将从技术、市场和政策三个方面深入探讨引发负电价的深层次原因，解析欧洲各国的应对策略，并展望未来这一现象的发展的新趋势。文章的结尾部分将总结这些经验，并探讨其对中国的启示和可能的借鉴价值。
负电价主要在风电和光伏发电高峰期出现。尽管发电总量已经过剩，并引起了负电价现象，许多电厂仍然在持续发电，但背后的原因是多种多样的。主要涉及三个关键因素：首先，电厂的应变能力有限，难以适应可再次生产的能源的波动性，还与能源结构和电网结构相关。其次，为了保持电网稳定，调频备用电厂不能轻易中止运行，反映了电厂应变能力方面的短板。最后，可再次生产的能源的补贴政策未能精准契合市场需求，这既涉及到需求层面，也与政策适应性相关。从某一些程度上来说，都或多或少地与发电机组和政策机制的灵活性相关。负电价的表现因各国情况而异，但均与各国的能源结构和电网结构及其演变有密切的联系。(欧洲各国电力结构见表1)
德国联邦网络监管局在2016年至2018年期间多次进行普查，总结了在负电价时段电厂仍继续发电的几大根本原因：热电耦合、自备用、停开机的成本、调频备用、调度资源有限、替代能源供热成本过高、价格趋势预期、需要处理气体的工业过程、最短运行时间、其他原因。
热电耦合(地区供热和蒸汽供应)被认为是第一大原因(占45-55%)。在几乎所有时期，自备发电都是排在热电耦合之后的第二大原因，而停开机的成本和调频备用也是常见原因。(见图2)
电厂的调度资源、调频备用以及实际调频电量都是决定电厂最小发电量的主要的因素。在最大负电价时段，最小发电量(门槛发电量)占总发电量的20%至34%。另外，传统电厂所提供的负调频电量在所有最小发电量中占比最高。
欧洲各国出现负电价的时间和特点各有不同。可再次生产的能源过剩和负荷不足都会引起负电价。研究根据结果得出，负荷每下降5%，负电价的小时数就会增加35%之多。2020年，新型冠状病毒肺炎疫情导致需求下降，使欧洲各国的负电价小时数增加。
德国的负电价主要和火电厂的运行灵活性不足有关。德国北部风力资源丰富，风电经常过剩。而南部的阳光充足，光伏发电占比较高。冬季既有风又有大太阳时，光伏发电会叠加到风电上去，引起负电价，特别是周末负荷低谷时段。2020年，负电价高达298小时，分散在51天内。
对于瑞士来说，每年3~5月，雪融水增多导致水电发电量上升。水力发电厂因停启费用过高仍然继续发电，使发电供过于求，出现负电价现象。2020年，瑞士负电价累计达75小时，主要在15天内。
法国的核电在全球占比领先。核电主要提供基荷，运行相对缺乏灵活性，不便于经济高效地关闭和重新启动。
德国大规模可再次生产的能源发电过剩时，还会通过国与国之间的联络线影响到四周的国家。波兰电网首先受到了重大冲击，随后影响范围扩大到了瑞士和法国。
尽管德国和丹麦地理位置相近，但丹麦的风电占比已近50%，远超德国的20%，但负电价与德国几乎处于同一水平。丹麦的火电也不多，说明可再次生产的能源的消纳和负荷控制都做得很好。(详情将在下文中介绍)
瑞士也与德国相邻。瑞士拥有丰富的水力资源，发电机组具有非常出色的调节能力，跨境进口容量也相对受限，从而在很大程度上避免了负电价的出现。但在冰雪开冻季节，水电会过剩，瑞士仍然会遭遇负电价。
随着可再次生产的能源的增长和进口德国廉价电力，法国也出现了负电价。据统计，2015年法国并未出现负电价，但从2018年开始，法国清晨的前八小时开始频繁出现负电价，这可能与法国风能的增长有关。与瑞士类似，法国水力发电在春季增多，负电价的出现尤为频繁。2020年，新冠疫情导致电力需求骤降近17%，负电价小时数也因此激增，达到前年的五倍。
由于电网对外联系相对较弱，爱尔兰在风电过剩时段经常面临电力出口的瓶颈问题，进而导致负电价的频繁出现。2020年的负电价累计高达374小时，使其成为当年欧洲负电价小时数最高的国家。
西班牙的电力结构相对理想。2022年，可再次生产的能源和燃气发电的比例分别是35%和30%，核电为22%，煤电可忽略不计。燃气发电给西班牙的电力系统提供了足够的灵活性，所以至今为止没发生负电价现象。
总之，欧洲各国的负电价现象揭示了负电价的出现不仅与能源结构(电力的构成)有关，还会受电网的结构的影响，甚至非可再次生产的能源也会成为引起负电价的原因。
调频电厂的热备用机组由于要参与调频，由于停启时间过长，即使在负电价的时段也不能停止运行。在德国，为了补偿发电小时数不断减少带来的利润下降，很多煤电机组也参与调频，在负电价时段成为累赘。
从图2能够准确的看出，负电价的高峰期，传统电厂仍然在发电。不仅燃气电厂(灰色曲线)来不及停下来，作为基础负荷的核电厂(褐色曲线)也不能幸免。当电价恢复以后，硬煤(黑色曲线)和燃气电厂的反应速度都十分有限，倒是被价格较贵的抽水蓄能电站(深蓝色曲线)把钱赚走了。
德国适合建设抽水蓄能电站的地方非常有限，光靠抽水蓄能电站满足不了调频需求。
在欧洲众多国家中，德国对可再次生产的能源的支持尤为显著，其补贴力度远超于其他几个国家。不过，当可再次生产的能源过剩导致负电价时，这种政策却成了一种束缚：为了保住市场补贴，可再次生产的能源运营商不得不选择继续发电，哪怕这样做既不经济，又可能对电网构成风险。
与此不同，法国的可再次生产的能源补贴法规规定，在负电价出现时，该时段内发电不会得到补偿。相反，若可再次生产的能源运营商停止发电，将获得某种形式的奖励。
瑞士获得固定补贴的可再次生产的能源装置数量远低于德国，基本上没有因补贴引起负电价的情况。目前，政策法规不允许停发水电，不过对这些水电站来说负电价也并非好事。
丹麦早在1980年代就开始全力发展风电，远早于德国。受到1970年代石油危机的影响，丹麦立志减少对外部能源的依赖。其主要的补贴策略是固定电价补贴和价格差额补贴。此外，丹麦还采用了招标方式，为风电项目确定补贴标准。
丹麦对其补贴政策的调整较为频繁，持续地与市场行情报价保持同步，并根据技术成本的变化做调整。与此相比，德国在早期则提供了一个较长期的固定补贴。丹麦一直鼓励社区参与新能源项目，因此，许多早期的风能项目都是由当地社区主导的。为了让当地社区从风能项目中获益，政府鼓励居民购买风电的股份。尽管德国也有类似的鼓励措施，但其实施规模远小于丹麦。
尽管丹麦的风电占比超出德国一倍以上，但两国负电价的小时数却大体相当。这无疑证明了政策灵活性在负电价问题上起到了至关重要的作用。
为了减少负电价的出现，发电必须以跟踪用电的方式来达到供需平衡。在发电过剩的时候，传统电厂一定要通过提高运行的灵活性来减少发电量。用户都能够通过实施电转热、电转气、电转液，以及负荷控制来增加用电量，降低负电价小时数。政府能够最终靠调整可再生能源的政策使其跟随需求。另外，抽水蓄能和电池的双向发用电特性和市场的平衡机制都可以促使供需平衡。
德国，在能源转型之初，一直以煤电为主。因此，提高电厂灵活性在当时实质上是增强煤电的适应性。到目前为止，有条件的电厂都已经进行了相应的灵活性升级和改造。其中，燃气电厂通过锅炉改造和大小机组组合的方式提高了运行的灵活性。一些工业企业甚至达到了多样化的燃料选用，例如，燃油和燃气的替代使用，或是燃气与氢气的混合使用。
与德国相比，核能在法国的电力结构中占据主导地位，提供了约65%的电力，法国在提高核电厂的灵活性方面经验更丰富一些。以下是法国针对核电厂的灵活性改造所采取的几个工作要点：
其一，为适应可再次生产的能源的波动性，核电厂改造后支持负荷跟踪运行，可以根据需求实时调整发电量;其二，核电厂部分设备和控制系统已经进行技术升级，以确保在变负荷运行时能保持稳定和安全;其三，通过增强灵活性，核电厂减少了频繁的启动和关闭，延长了其使用寿命并降低了维护成本;其四，随着可再次生产的能源比例不断增长，核电厂的灵活性改造为与风能、太阳能等可再次生产的能源的更高效协同创造了条件;其五，除技术升级外，操作人员的培训也是核心部分，以确保他们能有效应对各种运行场景。此外，管理和运行策略也进行了调整以适应新的变化。
然而，欧洲其他国家核电的灵活性尚不及煤电，而煤电又不及燃气发电。但是，每种能源形式的灵活性都有其物理极限。例如，法国经验表明，核电厂在燃料使用初期可以将最低出力降到20%，但这一数字会随着燃料使用的进展逐渐增加。
总得来说，法国在提高核电厂灵活性上的努力和经验为其他国家提供了有益参考。尤其是在核电厂的协同运营上，法国有时会让部分核电厂退出运行，而让其他电厂满负荷发电，这一点尤其值得其他国家学习。
德国在能源领域的创新及其对负荷的削峰填谷管理已经取得了显著的成果。尽管大型可再次生产的能源发电有直销电力市场的要求，并且虚拟电厂技术已经广泛应用，但热电联产和电转热的发展潜力仍然巨大。
为了应对极低电价甚至负电价时的运营挑战，德国的供热运营商正在增设大容量的电转热模块。在负电价出现时，他们可以暂时停止热电联产电厂运行，利用电转热技术，低成本地满足供热需求。这一策略可有效降低热电联产发电的运营损失。
对于电转热，德国的典型商业模式是热电联产和电转热的协同运作，同时参与调频市场和现货市场。在过去，大型电转热设备的经济效益并不理想，因为所有电力消费都要缴纳“可再次生产的能源税”。但自2022年起，这项附加税已被取消，大大增强了大型电转热设备的投资吸引力。对于这类设备，其经济效益与其满载运行时间紧密相关。通常，满载运行时间在1000至1800小时之间是其盈利的关键，特别是在负电价频繁出现的情境下。
目前，德国北部的输电公司正在与当地的综合能源网络公司合作开发大型电转热项目。这些项目位于北部风电过剩的地区，预计将新增10吉瓦的电转热容量，相当于当地风电装机容量的约1/6。
电转热的效率不高，热泵是更好的选择。尽管热泵单体规模一般较小，但德国已拥有累计超过10吉瓦热泵的总容量。德国热泵协会预测，到2050年，为实现供热转型，德国至少需要部署1700万台热泵。现在，一些热泵已经被集成进虚拟电厂系统，为现货市场和调频服务市场提供支持，尤其是在负电价时段。
与德国相比，丹麦拥有高度集中的供热系统，多数供热设施都已与电力系统实现了良好的集成。电转热技术正成为一种将多余电能转化为热能的有效手段。丹麦早在20世纪80~90年代就开始研究和推广大型热泵技术，随着技术进步和成本降低，这一技术的应用范围已大为扩展。
丹麦的负电价在2020年前主要发生在冬季风电过剩的时候。随着电转热和热泵技术的普及，风电对供热的贡献逐渐增大。从2020年开始，负电价由于光伏发电的增加只是在夏季才出现。这体现了电转热和热泵技术在电力和供热系统整合中所发挥的重要作用。
在欧洲各国中，德国实施的电力补贴政策更为积极主动。以其对可再生能源的补贴政策为例，德国的补贴期限长达20年，相比之下，法国的此类补贴仅维持15年。在面临负电价挑战时，欧洲各国政府都展现出政策的灵活性，既保持了对可再生能源的长期扶持，同时也对市场补贴政策进行了动态调整。
德国的研究发现，负电价以持续6小时居多。因此，德国政府制定了相应的限制措施，例如，如果现货市场价格出现长达6小时或更长时间的负电价，可再生能源的市场及管理补贴将会被取消。而法国对于负电价持续的时间上限规定则是20小时。(见图3)
尽管如此，这并没有完全遏制负电价的增长。因此，到2021年，德国这一限制措施进一步收紧至“4小时规则”。
到2023年初，为避免负电价超过规定时间，可再生能源运营商开始采取预防性减少发电量，以免失去市场和管理补贴。这一现象进一步证实，政策的灵活性对于减少负电价起到了明显的作用(详见图4)。
值得注意的是，负电价不仅在电力供过于求的情况下出现，也可能在用电量减少时出现。2022年，受俄乌冲突的影响，天然气价格飙升，导致德国的天然气消费量急剧下降。德国大部分家庭因此开始调整取暖时间，以降低电力消费。然而，这一期间并没有出现负电价回升的情况，说明了动态市场补贴的重要性和有效性。
法国在能源危机后也进行了相应的政策调整，核能占比有所下降，燃气发电比例增加。随着经济逐渐复苏，负荷逐渐恢复，负电价的小时数也有了明显下降。
综上所述，政策的灵活性对于减少负电价起到了关键作用。无论是在日常市场还是能源危机中，这种灵活性都显示出其重要性。同时，政策的适应性和灵活性也为储能技术的应用提供了空间。
抽水蓄能电站和电池，由于拥有双向发用电和快速响应的特性，逐渐在电力市场中占据优势地位。在一次调频市场上，逐渐替代了传统的燃煤和燃气电厂。
在德国，随着电池技术的进步和投资成本的下降，其在一次调频市场中的市场份额已迅速攀升至60%。考虑到正在建设或已获批准的电池电站，预计电池在不久的将来将完全主导一次调频市场。
目前，德国的许多火电厂都配备了电池用于一次调频，以减少发电机在一次调频时的磨损，增加发电机的寿命。电池也被用于增强火电厂在二次调频时的响应速度。
尽管电池在一次调频市场的表现卓越，但其价格仍然相对较高，导致其独立盈利能力受限，尤其是在没有政府补助的情况下。此外，当前的电池容量还无法满足二次调频的要求，也限制了其在二次调频市场的应用。
总体而言，储能技术，尤其是电池，正在逐渐取代传统电厂的调频方式。但要充分发挥其缓解负电价的效果，还需进一步降低成本、扩大容量，并得到适当的政策支持。
市场平衡机制在减少负电价中扮演了核心角色。负电价，从本质上看，是电力系统在供需不平衡时的一种突出的表现。欧洲的经验特别是德国的实践表明，有针对性的系统平衡机制能够刺激平衡服务的发展，利用市场力量，增强电力系统的应对能力，可以降低出现负电价的频率。随着服务提供者和商业模式的增多，价格上的竞争变得激烈，不仅减少了负电价，还降低了系统平衡的费用。
系统平衡机制的另一个重要组成部分是电力市场之间的互联和协同。通过跨区域、跨国的合作，可以更好地对系统需求进行平衡，大大减少了负电价的风险。例如2021年，当爱尔兰加强了与英国的电网连接，并提高了互联线的交换能力时，负电价的出现频次显著减少。当然，其中也有疫情后的经济复苏、用电量增长的原因。
值得深思的是，引入负电价本身就是市场调节机制的体现，目的就是鼓励电力生产者增加系统的灵活性，从而更好地适应市场的变化。这在某种意义上与数学中引入负数的逻辑是相似的都是为了拓展系统的应用范围和处理能力。
在经历了能源危机之后，欧洲各国政府纷纷加大了对可再生能源发展的投入。自2014年德国光伏陷入低点以来，近年来德国的光伏发电得以复苏，重新达到了往日的高峰。更引人注意的是，尽管电价仍然明显低于2022年能源危机时的最高水平，但它们在某种程度上已经超过了德国政府对光伏发电招标的平均标价(范围在4~6欧分/千瓦时)。因此，近年投入运营的大多数风电和光伏发电项目不仅能在无需国家补贴的情况下进行再融资，其发电的收益还有可能超过预期。
然而，负电价问题在德国能源市场中仍然持续存在。尽管德国对传统电厂进行了系统化灵活性改造，但按照德国可再生能源协会的预测，到2030年德国仍将面临300多小时的负电价情况，且这种状况有可能直到2050年仍将维持在相同的水平(详见图5)，主要原因是能源系统的灵活性仍未能达到要求，尽管预期将有大规模的储能和灵活负荷投入使用。
根据预测，如果所有传统电厂都能成功进行灵活性改造，那么负电价出现的时间可以大大减少，甚至可能降低到现状的1/3。然而，海上风电可能仍是一个棘手的问题，因为其在负电价时段的电力产量可能会达到整体的18%。
这也意味着，仅仅通过技术途径可能难以完全解决负电价问题，政府还应该继续调整可再生能源政策。因此，增强系统灵活性、促进海上风电和其他可再生能源的有序并网、发展热泵和电转热等技术，以及提高电动汽车和其他电力负荷的普及率，都是未来减少负电价的关键措施。
德国可再生能源的装机容量预计到2030年将增长到300吉瓦，而常规负荷仅维持在80吉瓦。其中超出的发电量主要将用于交通和供热转型。供热占德国能源消费的一半以上，所以供热转型非常关键。新增的可再生能源将主要用于电转热、热泵和其他电转气的应用。
德国的模拟计算显示，虽然电转热、热泵和电转气都有转移负荷的潜力，从而缓解负电价现象。但如果负荷灵活性没达到预期，负电价问题还是会出现。
考虑到未来能源价格可能会维持在高位，电转热的关键将是高效的热泵，尤其是与光伏设备结合使用时，这在经济上会更有益。与此同时，德国的家庭供热还依赖于天然气，但政府的新规定要求到2024年新增家庭供热的可再生能源要达到65%。虽然这项政策引起了相当大的争议，但方向应该是对的。电转气只有在年运行小时数达到4000小时才具有经济效益，所以对减少负电价并不能发挥关键作用。
简言之，电转热和热泵有助于缓解德国的负电价问题，但要真正达到效果，还需结合其他技术和政策手段。
随着德国计划在2038年完全停用煤炭发电，其电力系统的灵活性有望大幅提高。因此，预计负电价的出现率将不会再继续增长。若天然气价格持续走高，那么德国的高能耗企业可能会在其他地区寻求更具经济效益的生产环境，从而降低非灵活电力的需求，进一步削减负电价的发生。但是，这种迁移可能引发一定的去工业化现象。
根据特定的模型预测，负电价补贴规则的修改会影响到可再生能源运营商的收益。这会促使运营商密切关注市场电力需求，而与此相应的可再生能源投资政策也将随之调整。但根据德国可再生能源协会的数据，即使在能源转型完成后，负电价小时数仍可能维持在较高水平。预计欧洲各国对负电价小时数上限的限制可能还会更加严格，甚至可能完全取消此上限，实时修正可再生能源的市场补贴。
虽然德国已经停用核电，但核能对负电价的影响依旧不能被忽视。从实践经验来看，虽然西班牙的核电现在还没有导致负电价，但随着可再生能源比例的提高，深度调峰时负电价的风险仍然存在。
事实上，受能源危机的冲击，法国已对核能政策做出了重大调整。新政策取消了之前的核电占比目标，并解除了63吉瓦的发电上限。为了增强核电的灵活性以补充水电的不足，法国正在研发兆瓦级模块化反应堆。这些反应堆旨在实现模块化、批量生产以降低成本，且其尺寸紧凑，与传统的吉瓦级大型反应堆形成对比。
目前，核电技术正向小型化方向发展。设备将具有设计简洁的特点，能迅速适应电力市场的变动，还会集成热电联产。尽管在核心技术上与传统的大型核电站相近，但它们更强调模块化和标准化的生产方法。这样的策略预计将减少现场施工的难度，因为大部分部件可以在工厂预先制造后再运往工地。随着小型核电站生产的规模化，核能导致的负电价问题有望得到更为有效的管控。
在传统电厂中，最低的运行出力一般在20~40%之间，这使得负电价的现象仍难以完全消除。调频备用电厂已逐渐地成为降低负电价的重要瓶颈。在德国，二次调频的成本逐渐开始接近一次调频，而且电池电站的建设成本与抽水蓄能电站成本已经相差无几。只要在容量上满足要求，且经济性不依赖政策补贴，电池未来很可能被大范围的应用于二次调频。如果铁-空气电池技术的规模化难题能够得到妥善解决，电池在二次调频中的应用将对降低负电价产生重要影响。
总体而言，从宏观层面看，要解决负电价问题，需采纳多种策略。首要任务是增强整体能源系统的灵活性，包括提升电厂运行的灵活性及推动电热转换技术的进步。同时，引入创新的政策和法规，及调整能源结构。在能源转型的过程中，政府政策起到了决定性的作用，尤其是通过调整可再次生产的能源的补贴机制，有助于推动能源市场向更健康的方向发展。完善市场平衡机制是进一步提高能源系统的灵活性、实现供需平衡并减少负电价出现频率的关键。值得强调的是，虽然上述策略取得了一定的成效，但负电价问题并未彻底消除，我们还需持续努力。终极目标在于将能源的生产、输配、消费和储存整合，形成一个灵活、有机和高度互联的统一综合能源系统。
从中国的电力结构来看，煤电仍然占据主导地位，可再次生产的能源增长势头强劲，已超过了美国与法国。在水电领域中，抽水蓄能电站的比例约占6%。这意味着有70%的电源需要进行灵活性改造，而且主要集中在煤电与水电上。这使得控制负电价成为一项艰巨的任务。
从表2中可以看出，中国与德国的电力结构有更多的相似之处，主要都是可再次生产的能源与煤电占比较高。而美国主要依赖天然气发电，法国则以核电为主。因此，德国的实践经验对于中国可能会具有更高的参考价值。
首先，火力发电厂的灵活性表现优越于预期。尽管燃煤机组的灵活性普遍低于燃气机组，但经过技术改造，煤电同样也具有强大的调节能力，能够迅速适应可再次生产的能源与电力需求的波动。
其次，改造煤电的灵活性，可以采纳多种技术手段，不会降低工作效率，但可能会缩短设备寿命。另外，技术改造可以增强发电厂的响应速度，缩短启动时间，但可能提高运营成本。尽管如此，从整体上看，通过大量发展可再次生产的能源，节省下的燃料成本还是远超过增加的运营与维护开支。
第三，提升燃煤电厂的灵活性可以增加风电和光伏发电的比例，但仍可能带来更多的二氧化碳排放，因此，设定合适的碳价格至关重要。
第四，联合调度火电厂的运营可以缓解其高昂的启停成本，例如，一些火电厂暂停运营，而其他火电厂全负荷运作。这种联合调度手段就是所谓的虚拟电厂技术，不仅涵盖了分布式电源，还包含大型火电厂，其中火电厂是最核心的部分。
为了最大限度地发挥火电厂的灵活性，调整现货市场机制，提供恰当的价格信号至关重要。目前，中国已经有部分地区出现了负电价。这表明电力供需平衡已成为显著问题，有可能出现系统安全问题。因此，引入现货市场的平衡机制势在必行。
德国的经验表明，分布式发电在消纳可再次生产的能源方面发挥了关键的作用。鉴于中国的电力需求仍然在持续上升，增量部分采用分布式发电技术，将进一步增强电力系统的适应性。这样不仅能更高效地消纳可再次生产的能源，还可避免负电价的频繁出现。
德国的实践经验还表明，在可再次生产的能源的占比未达到50%之前，大规模地建设储能系统并不比建立平衡机制有效，而且可能会增加能源转型的成本。在中国，与电池技术相比，抽水蓄能电站不仅成本更为优化，建设速度也快。因此，发展抽水蓄能是提高电力系统灵活性的理想选择。
在德国，为电厂进行灵活性改造的资金部分来源于系统的平衡费用，部分来源于现货市场的出清价格，即按照边际成本进行排序的最终价格。在新能源初期发展阶段，天然气发电曾受到可再次生产的能源的排挤，导致出清价格下降，致使传统电厂经常处于亏损状态。但在可再次生产的能源进入中期发展时，由于弃核退煤政策，出清价格开始由燃气发电的边际成本来决定，火电盈利状况会随之好转。否则，在没有补贴的情况下，火电很难承受灵活性改造的成本。另外，适时调整新能源的补贴政策，能使新能源的发展更好地适应电力需求的平衡。
最后需要指出的是，尽管德国的经验具有一定的参考价值，但鉴于中国的国情、经济布局和地理特点与德国仍然存在显著差异，直接复制德国的做法或不完全符合中国的实际情况。
本文刊载于《中国电力企业管理》2023年09期，作者系德国PSI软件公司高级业务发展经理、中国电机工程学会外籍会士
中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。
