分布式发电在能源转型中发挥着越来越重要的作用。德国的目标是到2030年将可再生能源在净电力消费中的占比从 2021年的45%提高到80%，因此，与配电网相连接的小规模可再生能源必须与陆上风电和海上风电等大规模能源一起，在在国家能源产出中贡献更大的份额。

到目前为止，德国的大部分分布式发电是由太阳能光伏设施构成的，包括屋顶设施和小规模地面安装设施。其他小规模技术包括生物质、生物气和小规模水力发电。到2021年，德国有200万套屋顶太阳能光伏设施，约占全国光伏总容量的 15%。

尽管使用太阳能取代化石燃料发电，有助于减少碳排放，但太阳能发电的波动性给配电网带来了技术挑战，其中最突出的是网络设备的热过载、电压越限、反向馈电问题以及相位不平衡。波动的可再生能源馈入可能在系统层面上导致总体的发电充裕度和稳定性的问题，尤其是随着德国逐步淘汰更多能够提供稳定容量和辅助服务的传统发电技术。

为解决这些配电网问题并使分布式能源能够充分发挥取代系统中传统电厂的作用，灵活性措施是其中关键。对于配电网，灵活性指的是增加电力储存（主要是电池）和需求侧管理（DSM）的使用。

储电：在配电网层面上，电池是最相关的技术。电池可以提供负荷转移以及各种电网服务，包括平衡电力、空转备用以及黑启动容量。在电表背后，电池可以帮助增加用户的自用消费，并改进用电质量。

需求侧管理：在配电网层面上，提供需求侧管理的典型技术是空调或热泵等家用电器，或者冷冻仓库等商用设备或化学工艺。电表计量的用户可以对市售电器进行需求侧管理，从而优化自身的购电策略，减少电费开支。此外，配电网运营商可以和去分散式需求侧管理提供者签订负荷控制合同，以管理电网阻塞，降低所有用户的成本。

要激活灵活性，就需要改变电力部门的监管。在自由化的欧盟电力系统中，网络运营已从发电和电力交易中拆分出来，须接受管理监督，尤其是在电网投资方面。为发挥储能和需求侧管理的潜力，欧盟及成员国须做出进一步的监管变化：首先，电网监管必须有利于智能电网投资，例如电网公司的通讯和控制技术，这是激活灵活性的先决条件。其中应该包括现代智能电表技术，以及为所有用户和产消者提供入口，让他们能够参与实时负荷控制计划——让网络运营商能够利用灵活性、可能由第三方聚合商公司管理的计划。

其次，灵活性资产所有人需要一个为灵活性提供报酬的适当框架。理想情况下，为分散式灵活性支付的报酬应该充分反映其对系统的价值，避免电网或发电投资。其中应该包括引进灵活性市场或创新性辅助服务，将负荷控制和电池交由配电网运营商（DNO）支配。动态电网费用会激励将灵活性用于阻塞管理。

第三，监管机构必须通过市场数据透明性和市场准入，进一步鼓励分散式灵活性的聚合。通过独立的聚合商，可以使产消者和小公司为批发和平衡市场提供分散式灵活性。因此，分散式灵活性可以帮助负荷转移和系统稳定性。

即便德中两国的监管制度不同，但德国也能为中国提供有用的经验教训。过去十年间，中国的分布式发电容量激增，到 2021年，中国的分布式光伏发电容量已超过100吉瓦，其中工业设施占主导地位。工业用户是分散式灵活性的理想选择，因为他们比居民用户更加复杂，并且更可以接触到能源服务公司。

我们建议同时加速储能和需求侧管理的发展：当各地实现太阳能光伏的高渗透率时，网络设备的热限值越限、电压以及反向馈电等电网问题就可能给中国的配电网带来挑战。激活灵活性提供了应对这些挑战的机会。配电网运营商应该使用储电和需求侧管理来管理阻塞问题。这要求通过适当的报酬激励分布式灵活性。