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在电力市场上积极行动，提高自身运营的灵活性，以在不断变化的电价中谋求利益的最大化。
按时间顺序回顾 2000-2020 年灵活性解决方案所获得的经验教训
过去 20 年里，可变可再生能源的比重发生了巨大的变化，电力系统对灵活性的需求也一样。
因此，按时间顺序回顾丹麦电力系统 2000 到 2020 年期间技术及制度层面的灵活性解决方案，
不仅能够深刻理解其阶梯式发展过程，还能阐明不同的可变可再生能源比重需要怎样的灵活性
解决方案。下文分享了从此项回顾中得到的一些经验。
2000-2004 2005-2009 2010-2015 2016-2020
2020年之后
灵活热电厂
联网线路的应用
预测和调度系统
部门耦合
需求侧灵活性
图
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不同时期主要灵活灵活性措施的图示。关于分类的进一步解释，参见图
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所在的文本框。
2000-2009（可变可再生能源比重＜20%）：市场刺激了联网线路的更优应用，通过很少的灵
活性投资实现现有电厂的更灵活运营
在回顾中发现，在可变可再生能源低比重的情况下，灵活性方面所需的投资相对较少，这
是因为可以通过现有热电厂的更灵活运营以及与邻近国家联网线路的更优应用，来满足灵活性
需求。如图 2 所示，直到 2009 年，丹麦的可变可再生能源的比重都在 20%以下，灵活性的主要
来源就是灵活的热电厂、联网线路的应用、预测和调度系统。预测和调度系统对减少灵活性需
求具有重要意义，且随着可变可再生能源比重的提高变得越来越重要。
热电联产厂的收入从依赖传统的三段式电价制度转变为参与能形成每小时电价的电力市场
推动了其运营灵活性的发展。2009 年，负现货电价的引入使得灵活的热电厂可以在可变可再生
能源发电量较高时大幅减少其自身发电量。热电联产机组还能够实现热力和电力的部门耦合，
通过例如改变电转热发生比例等手段改变其发电量。
2010-2015（可变可再生能源比重 20-44%）：更高的可变可再生能源比重要求加大对现有技术
灵活性措施的投资，采用新的电厂及电网运营方式
2010-2015 年，可变可再生能源比重增加到 44%，使得提升系统灵活性的投资覆盖大部分
电力部门价值链成为必须。其中包括的技术解决方案有完全的汽轮机旁通以及电热锅炉或热泵
等热电解耦技术。
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