负电价
、出力高。但由于分布式光伏项目较多，启停难以管理，负电价问题频现。因此，澳洲用户更青睐能够提供调频服务的光储融合项目以应对负电价问题，获取更大的收益。 阳光电源为该项目提供了专业的光储直流耦合方案
踩踏，比如美国加州光伏装机多，白天大量发电，供过于求价格自然低，低至零电价甚至负电价。新能源的出力特性使其难以竞得高价。同时，新能源参与市场会拉低整体电价，增大传统电源回收固定成本的难度。 大唐
的企业降低能源成本，启用备用电源，并使用更多的可再生能源。 公用事业规模的电池储能系统被认为是解决各种能源市场问题的潜在解决方案，包括负电价以及实现欧洲低碳能源转型所必需的措施。然而，在2020
结算。 Dixon表示，澳大利亚开发商还面临着困难，尤其是负电价频率的增加，这是由屋顶光伏的安装量激增所驱动的。而屋顶光伏的需求似乎并未受到价格上涨以及日益增长的电网限制的影响
州负电价的增加也导致澳大利亚国家电力市场(NEM)的价格创下历史新低，该市场四个服务区域的现货电价同时下跌的概率为3.9%，超过了2021年第二季度的0.7%。
然而，负价格区间增幅最大的是澳大利亚
%的较低的水平。
AEMO表示，除了由于数百万户用光伏系统的贡献造成中午电力需求较低之外，夜间的风力发电也在维多利亚州和南澳大利亚州出现负电价的增加中发挥了作用。
该报告指出，由于新产能的增加和
能源部总经理，现任德国PSI软件公司高级业务发展经理
德国目前正处于能源转型的中期，2020年可再生能源发电比例已达到46%。随着可再生能源比例的不断增加，电力系统平衡和负电价问题逐渐突出，是
都做得非常好，使现货市场甚至取代了系统调频辅助服务市场的一部分功能，成为德国能源转型的一条很宝贵的经验。
二、负电价问题
欧洲尤其是德国随着可再生能源比例增加，现货市场上出现负电价的时候越来越多
。
(一)完善区域电力市场体系，防控极端价格信号
随着西欧国家近年来新能源高比例接入，在风力、光伏电力供应高峰时期负电价频发。负电价平均小时数由2018年的511小时翻倍至2019年的925小时
，2020年上半年西欧各国也有100至200个小时出现电价为负。负电价将导致化石能源发电企业的经营风险加大，短期极端价格信号误导电源远期投资建设，不利于电力市场健康可持续发展，不利于稳定可靠供电
电力匮乏的南方工业区的核电站全部关闭之前及时完成，将对德国电力供应产生严重的负面影响。
新的法案还针对电力市场负电价制定了应对措施。当极低的电力需求(例如假日)与太阳能光伏和风能在特别晴朗和/或多风的
日子的高电力输入同时出现时，批发市场就会出现负电价。负的市场价格推高了可再生能源附加费，因此EEG 2021要求新建可再生能源发电项目更灵活地做出反应，以避免在这段时间内生产电力过剩。当现货市场
另一端，电价进入负值区间的小时数同比增长了133%，达到1467小时。表现最突出的是爱尔兰，风电的扩张助其在第三季度51次触及负电价。该文件还指出，第三季度欧盟登记的可充电乘用车数量出现历史性增长，同比
时。在另一端，电价进入负值区间的小时数同比增长了133%，达到1467小时。表现最突出的是爱尔兰，风电的扩张助其在第三季度51次触及负电价。该文件还指出，第三季度欧盟登记的可充电乘用车数量出现历史性
