洞见 | 浅析平衡结算单元机制：德国在新能源背景下的电力市场发展参考

比如，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，作为我国首个国家级虚拟电厂专项政策，标志着虚拟电厂发展正式进入规范化、规模化新阶段。而虚拟电厂最完整的形态，就是实现内部资源的优化的平衡单元。此外，印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，也是要求新能源就近消纳，同时政策推出单一容量制电价，多方面引导企业提升自平衡能力。

在海外，德国是能源体系快速转型、实现高比例新能源接入的典型代表国家，市场高度自由化和竞争化，倡导自由交易与平衡结算。根据德国联邦卡特尔局（Bundeskartellamt）在2025年发布的信息，2024 年德国总用电量的54%被可再生能源覆盖，相比2005年大幅增长，能源结构从化石和核能转向可再生能源，太阳能、水电和海上风电的发电量在2024年显著增长。其平衡市场的机制对我国电力市场的建设和发展具有重要参考意义。

本文将介绍德国的平衡结算单元机制，以期为各市场主体在新型电力系统和全国统一大市场的发展中提供一点思路。

面对高比例可再生能源对电力系统电力平衡带来的重大挑战，德国通过平衡结算单元机制（Balancing Group，BG），实现了在可再生能源占比不断提高的同时，系统平衡功率调用量的逐年减少。

从定义上来看，平衡结算单元是现货交易与不平衡结算的最小交易单元，是一种金融交易型电量结算账号，由平衡责任方管理（BGM），其签约用户仅需同属同一输电系统运营商(TSO)调度区域，并不受物理区域限制，也不必彼此互联。

在原理上，BG通过经济性惩罚约束每个平衡结算单元实际净发电量与在市场中承诺的净发电量尽可能一致，从而减少TSO针对实际发用电与市场交易结果之间偏差的调度工作量，保障更高比例的可再生能源接入。

平衡结算单元可分为发电平衡结算单元、用电平衡结算单元和混合型平衡结算单元，3类平衡结算单元均需要真实接入电网，有物理意义上的输电端与用电端。

德国平衡结算单元机制的参与者分为3个层级：

• 第一层，发电商、售电商等参与主体；

• 第二层，由以上参与主体组成的平衡结算单元；

• 第三层，由平衡结算单元构成的控制区域，由TSO进行管理。

在各参与者之间，平衡结算单元可以看作参与主体与TSO之间的沟通单元。对内，依据各参与主体发用电预测制定总体发用电计划，完成“自调度”；对外，平衡结算单元之间开展交易，保证发用电量与交易电量实现“自平衡”；向上，平衡结算单元接受TSO的调度指令、承担不平衡经济责任，保证系统平衡稳定。平衡结算单元内部的自平衡与自调度由BGM牵头负责，是德国市场化电力平衡机制的核心。

德国市场化电力平衡机制的主要分为能量市场、平衡市场、再调度与不平衡结算。

• 能量市场：分为中长期市场与现货市场。中长期市场由各发售电商与大用户的参与组成，主要签订物理合约，占德国电力交易总量的75%。德国现货市场包括日前市场、日内市场，日内市场又分为日内拍卖市场与日内连续市场。日前市场与日内连续市场参与欧洲统一电力市场耦合出清，日内拍卖市场在德国国内开展。

• 平衡市场：本质上是专门提供有功功率备用辅助服务产品的市场，参与投标方为平衡服务提供商(BSP)，由德国4个TSO共同运作。平衡市场中采购平衡容量的成本将由TSO以输电费的方式，转移由用户承担。而平衡能量的激活成本将通过不平衡结算由产生不平衡的平衡结算单元承担。

• 再调度：为消除控制区内线路阻塞，TSO对部分发电厂进行干预，即送电区域发电机组降出力，受电区域增出力，所有100kW以上的发电机组均必须参与。

• 不平衡结算：在每15min的实时交割结束后，TSO会按照激活平衡能量成本与系统不平衡总量计算区域统一不平衡能量价格(reBAP)，并与平衡结算单元实际发用电情况与申报计划之间的偏差相乘，得到平衡结算单元应当分摊的不平衡费用，并在每月底进行结算。

平衡结算单元在上述除平衡市场外的各环节均为主要参与者，同时担负与TSO及时沟通，保证整个市场化电力平衡机制顺利运行的责任。

在此过程中，平衡结算单元提交的发用电计划表与市场出清情况是TSO的调度基础。整个市场推进过程中，除平衡市场外，平衡结算单元均有参与，其发用电量计划是德国市场的平衡基础。而其实际发用电量与计划量之间的偏差、以及叠加后导致的系统不平衡，是平衡市场平衡能量调用的依据。

• 中长期市场：平衡结算单元内的发电商与售电商分别进行交易，交易结果在日前市场临近时共享给BGM。BGM会对单元内部发用电情况进行预测，并继续在日前市场上交易以实现发用电量与交易电量的平衡。

• 在日前市场出清后：BGM需要制定发用电计划表，并在日前提交给TSO。之后如果发用电量变化，BGM可以通过在日内市场的交易对产生的不平衡进行修正，并直至交割前45min均可向TSO提交发用电计划修改申请。

• 直至日内市场截止：平衡结算单元仍可在日内市场进行交易，但无法再提交修改申请，此部分产生变化需要在交易日后在向TSO提交的实际计划表中进行反映。

• 日内市场结束后：如果平衡结算单元的发用电量与交易电量无法实现平衡则需要TSO激活平衡能量以实现系统整体平衡，同时TSO会依据对应成本与系统总不平衡量计算得到区域统一平衡能量价格。

• 上述电力市场出清后：由于物理网络约束或其他系统运行要求出现无法按计划输送电力的情况，会以此对平衡结算单元内部分发电机组进行再调度，平衡结算单元则必须接受调度，并将其在实际计划表中反映。

• 在实际交割结束后：平衡结算单元需提交实际的计划表。TSO将根据其实际计划表与实际发用电情况的偏差结合reBAP计算得到平衡结算单元的不平衡费用，并在每月底进行统一结算。

平衡市场涉及平衡容量的需求判定与采购以及平衡能量的激活，参与投标方为平衡服务提供商（BSP），由德国4个TSO共同运作。欧洲将平衡容量按照响应时间为3种：

• 频率抑制备用（FCR，响应时间30s）

• 自动频率恢复备用（aFRR，响应时间5min）

• 手动频率恢复备用（mFRR，响应时间12.5min）

在日前市场中，德国的4个TSO通过统一平台对平衡容量进行招标，投标方为国内平衡服务提供商（BSP）。FCR只需提供单一报价，但必须同时满足上调与下调要求，与欧洲多国耦合出清。

TSO收购平衡容量后通过平衡能源费用机制将相应的成本向引发不平衡的平衡单元分摊。在出现不平衡事件后，TSO会直接调用系统中已签约的各类备用机组和BSP的备用能力，而后系统中中标的备用机组或BSP根据合同中的要求调整出力。调用结束后，TSO根据合同要求对调用机组的电量进行结算。

一般来说，TSO收购备用辅助服务时会按照调节功率价格决定实时平衡市场出清优先级，随后形成备用功率附加费。备用功率附加费会以过网费的形式体现在用户电费账单中。而在实际调用时，则在已完成实时平衡市场出清的备用容量提供商中，根据电量价格决定各机组的调用顺序。

在平衡单元A这些输入输出电量结算后，BGM发现平衡单元A出现了5.12MWh电量缺额，根据法律，BGM应向TSO上报自身的平衡情况，为平衡单元A填补该部分电量缺额，TSO会以远高于现货电价（部分价差年平均值可达到132欧元/MW·h）的平衡能源费用作为该部分(5.12MWh)电量的电价。最终结果是，平衡单元在该15min内实现了平衡。

从规则特点层面而言，结算单元是平衡责任的第一主体，为了躲避偏差惩罚，实际的平衡责任会下沉压实到参与平衡结算单元的每一市场成员身上，极大减轻调度压力。

对于日内市场与不平衡结算中可能存在的套利问题，德国BG机制也有所考量。机制为各场景下的不平衡能量价格设置了与日内市场价格相关的价格帽与价格底，并在某些情况下加大对不平衡的惩罚力度，德国在实际计算reBAP时会对公式进行相应修正，使得失衡的结算单元面临更大的利润损失，为其减少失衡提供了激励。

在配套机制层面，BG有三大关键：

• 再调度：随着德国传统火电厂逐步淘汰，分布式储能设备兴起，可供TSO集中调度的平衡资源供给量不断减少，分布式的平衡资源不断增加。运营商需要保证其输电线路不产生阻塞，但是德国能量市场出清只考虑简化的物理约束问题，导致能量市场出清结果可能存在不可行的问题。因此德国推行了“再调度”机制，通过TSO与配电系统运营商(DSO)对阻塞线路两端发电厂发电量的干预调整，消除线路阻塞问题。

• 跨区域平衡资源整合：在2010年前，德国4个TSO独立采购与激活平衡资源，仅对自己控制区内系统平衡负责，但可能出现相邻区域平衡资源激活方向相反，相互抵消的问题。因此2010年德国四大TSO联合成立国家电网控制合作组织（GCC），联合进行净平衡资源抵消，从而提升整体的平衡资源利用率。在此之后，GCC不断寻求与其他国家TSO在平衡市场上的合作，最终形成了多国国家电网控制合作组织（IGCC）。

• 能量市场交易方式：由于新能源占比的不断提高，不确定性的提升导致平衡结算单元出现短时不平衡的可能性提高，因此日内市场需要尽可能的接近实时交割时间以保证相应不平衡量可以被消除。德国的日内市场截止时间不断延后，目前已经达到交割前5min。

在实际的市场运行中，德国的平衡结算单元机制通过平衡责任的下沉，套利问题的防范，以及完善的配套机制，取得了出色的效果，在可再生能源占比不断提高的能源体系中，系统平衡功率调用量逐年减少。

（本文原文由路明星光交易部门成员撰写，经整理后发布）