未来的能源转型市场必须满足两大功能需求：

引导容量建设，以实现有效的供需平衡 

发出可再生能源和传统发电设施投资信号，并提高能源需求和存储的（长期）灵活度。

从上文见解7、8中我们得出结论：为确保取得成功，能源转型需要新的市场设计（参见图表12）。这个市场将需要满足两大基本功能。首先，在纯能源市场范畴内，同此前一样，将在边际成本原则基础上以尽可能高效的方式来实现供需平衡。根据边际成本的递增，依次调配可再生能源、传统发电厂以及储备电能满足总体需求。其次，新的市场必须吸引对可再生资源以及传统发电厂、需求侧弹性和储能技术进行所需投资。这不仅涉及确保对现有发电厂的优化部署，也涉及在维持系统可靠性的同时必要的扩大可再生能源发电。化石燃料发电厂、需求侧和储能系统必须相互竞争，以便以最低的成本实现均衡风能和太阳能光伏发电波动所需的灵活度。

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新的市场将创造两个利润来源：

在基于边际成本的纯能源市场上销售电量（兆瓦时）实现的利润（如此前一样）

新投资市场的利润（兆瓦）

新的能源转型市场将在保存纯能源市场的同时增添一个新市场以供容量投资。可再生能源设施、化石燃料发电厂和储能系统的运营者从两个市场获取利润，以收回投资及设备运营成本。

此外，化石燃料发电厂、可再生能源、需求侧资源以及储能系统将相互竞争，提供辅助服务（例如均衡能源）

均衡能源市场作为辅助服务市场的一部分，将持续为保持系统稳定性起到必要作用。但这一市场也要求进行调整，允许更多种类的可再生资源和需求侧资源参与竞标过程。此外，这些成本也不应由电网电价部分承担。目前由社会承担的多达三分之二的系统均衡成本应由负责维持均衡的实体负担。这使得今后的电力生产预测和需求估算责任明确划分。

新的投资市场将针对以下两点给予奖励：

可靠、灵活的资源（供应和需求侧两方面），以确保系统可靠性 

零二氧化碳排放的电能，以确保向可再生资源转型成功 

新的投资市场必须考虑到供应和需求，以确保系统可靠性。可控发电站、灵活需求和能源储能系统应都可参与该市场。由于风能和太阳能光伏比重的增加，发电站和负荷置换都必须非常灵活，增减迅速。

对可再生资源行业来说，必须设计一个吸引新投资的市场，以确保实现能源转型目标，并将总体系统成本降至最低。

对新市场的精确配置需要进一步的研究；许多方案都是可能的（奖励/红利、招标、证书）

刺激投资有许多可选方式：

纯能源市场价格以外的红利（红利或奖励模式）

 组织招标并与成本效益最高的服务提供商签约（招标或拍卖模式）的政府机构（例如输电系统运营商或德国联邦网络

局）

电力分销商分别掌握特定数量的可再生能源供应保障证书（证书或配额模式）的义务

这些模式的优劣已被探讨了许多次。（注释41：目前概况参见 Verbruggen/Lauber（2012b）和Dena（2012））。为保障系统可靠性，正在考虑中的主要备选方案是第二和第三个，外加创建战略储备。（注释42：关于德国目前正在探讨的建议，参见Consentec(2012)，EWI(2012)和(iko-Institut等(2012)。）

在能源转型的特定情况下重新对这些方案进行分析十分重要。关键是，这些将获得激励的技术——无论是风能或太阳能光伏，容量或系统可靠性，或更长期的能源储能系统，其成本几乎完全来自初期投资，而运营成本可忽略不计，而在某些情况下，因运营时间有限而无法获得足够的投资回报，比如为了系统可靠性而新建类似燃气涡轮机组的化石燃料容量电厂。

只有在提升效率的前提下才可放弃现有可再生能源上网补贴电价而建立新的机制。

为可再生能源创建一个市场本身不存在意义。然而新的市场设计必须使我们可以期待，它将为消费者和社会带来比现有上网补贴电价系统更高的效率。

可再生能源上网补贴电价的问题是，立法者在制定补贴水平时可能会犯错，或者可能受到利益集团的影响。当转向一种新机

制时，应记住三点考虑：

 一旦新的风能或太阳能光伏设施建立起来，对其进行修改的选择就非常少了。因此，关键的步骤是初期投资。考虑到风能和太阳能光伏各具不同且根据位置而变化的发电量情况，新的投资市场能否为新建的设施提供符合总体系统效率的正确激励，将非常重要。

风能和太阳能光伏设施是昂贵的投资，如若未来的利润不确定，那么对投资者来说显得很有风险。目前，上网补贴电价系统正通过20年期补贴电价来抵消这一价格风险。如果一种市场模式几乎不关注高资本投资的风险的话，消费者的成本就很可能被推高。

过去，可再生能源的扩展是通过用户和中小企业（SME）提供资金。这使得能源转型在民众中获得广泛支持。如果不再允许用户和中小企业参与，这样的新市场设计可能危及能源转型的未来。

由于这些原因，对现有上网补贴电价系统的替代方案进行仔细研究就十分重要。确切地说，这些方案将如何影响风能和太阳能光伏主导的电力系统？草率地转向新机制可能带来一个效率比如今更低，且不必要的拉高能源转型成本的系统。

需求侧的更大弹性对提高风能和太阳能光伏的使用具有重大意义

将阳光和风力较弱时段的电力负荷转移至阳光和风力较高的时段，可实现在不依赖昂贵的储能的情况下，提高电力系统消纳更多风能和太阳能的能力（参见图表13）。迄今为止，电力需求与一天中的电价变化灵活关联度较低的：目前，只有约2-3%的需求是灵活的（即如总负荷为50-80吉瓦，灵活的负荷仅为1.5吉瓦）。与之相比，技术潜力却是巨大的：长期来看，如今需求的50%将可根据可获取的风能和太阳能光伏供应作出调整。（注释43：参见Bundesumweltministerium（2012b）,第24-28页。）德国的需求反应度较低原因有两个：首先，一天的电价波动并不剧烈，因此负荷转移带来的额外价值不大。其次，德国的系统包含适得其反的激励措施——尤其针对电网电价——可能进一步抑制需求侧对价格变化的反应。

需求响应通常比储能或供应侧方案成本更低

在大多数情况下，负荷转移是成本最低的弹性调配方案。例如，在风力强盛时，只需非常少的投资，冷却设施就能降温至零下18摄氏度，这样的话当风力减弱时几乎不需要用电。在工业领域，可在不进行额外投资的情况下暂时转移电力负荷。许多时候可引入价格不算太高的热能存储系统或化学物等中间产品储能系统。美国的经验表明，需求弹性提高后的成本通常大大低于供应侧解决方案。在美国东部引入容量市场后，需求侧赢得了拍卖的一大部分。2012-2013年增加了11吉瓦的需求侧资源（主要是需求响应），为消费者节约了超过10亿美元。（注释44：参见 Gottstein (2012)。）

目前电价和辅助服务方面的规定通常与需求响应相冲突，因此应进行改革

电价方面的规定通常不符合能源转型中的灵活度要求。对许多工业用户而言，电价在某种程度上是通过其单个最高负荷造成的价格来计算得出的。因此，当工业用户的年最大负荷由于需求响应措施而上升时，他们就处于不利地位，尽管可能从整体来看，这在风能充足时是有益处的。

目前针对使用时长超过7000小时设施的电价免除措施也适得其反：只要这些免除措施提供的经济刺激大于需求响应带来的经济上的激励，能源密集型企业就不会修改他们的需求量，因为这样当他们的使用时长降至7000小时以下时，反而将失去免除部分电价的资格。此外，使用时长位于该阈值附近的公司会受到提高用电以享受免除优惠的刺激。因此，电费免除机制在提升系统整体效率和灵活度方面提供了相悖的激励。

因此，目前正在考虑中的针对可中断需求的激励措施就应解决需求侧为系统整体提供灵活度的问题，而不是只专注于为保障电网稳定而减少负荷这样偶然的情况。

需求侧还能参与辅助服务市场，例如通过竞价负价格负荷参与均衡能源市场。但目前的准入要求在某种程度上过于繁复，以致许多潜在的工业用户都未能参与。

必须设计新的稳定容量投资市场，让能够转移负荷的需求侧资源得以积极参与

容量市场（保障在一定时间内以一定速度进行负荷变化）的产品应具体化，以实现可不仅由发电机，也可以由需求侧负荷变化实现。例如，根据规定，大多数工业企业都不能签署多年度的负荷管理合同，因为其负荷管理潜能取决于核心业务订单。相应的，至少有一部分投标产品须为短期的（例如一年期），并考虑到需求侧的独特情况。

（未完）