德国电力市场运行体系及借鉴意义分析

能源电力转型进程中，如何在高比例新能源接入下统筹安全、绿色、经济效率，是各国面临的共性挑战。德国的能源电力转型在探索中快速前行，成效与问题并存，其教训值得警醒，其经验值得借鉴。在电力市场改革方面，德国“市场机制牵引、物理约束价格化”的思路值得学习借鉴。针对能源电力转型引发的突出问题，德国注重发挥市场的资源配置作用，通过不断迭代市场机制，将电力系统物理约束转化为市场主体可感知、可响应的经济信号与商业机会，驱动市场主体聚合海量分散资源主动参与系统平衡和市场交易谋求经济利益，成为促进系统平衡的内生动力。

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德国以电力市场改革破解

能源转型与系统安全的矛盾

（一）德国电力市场改革思路

制度变迁的根本动力在于现有制度的效率损失与新制度预期收益之间的权衡。1998年前，德国电力行业由少数大型能源企业采取发—输—配—售垂直一体化模式，联邦政府严格管控发电计划与终端电价。该制度在化石能源主导时期有助于系统稳定，但2000年《可再生能源法》实施后，新能源大规模接入，逐渐出现资源配置效率低、对高波动性电源适应性差、市场主体动力不足等问题。为突破这些瓶颈，德国确立了“市场机制牵引、物理约束价值化”的改革思路，将实时平衡、潮流越限、备用容量等电网物理约束转化为可交易的市场产品，更加突出价格信号的引导作用，让市场主体在逐利行为中协同保障系统安全，使市场机制兼具效率引擎和安全基石的双重功能。

（二）德国电力市场改革历程

市场开放阶段（1998年—2005年），激活发售两端的竞争活力。1998年德国通过《能源经济法》强制实施“发输配售”解绑，引入第三方公平准入原则，允许任何发电企业和售电公司无歧视使用输配电网络。用户首次获得自由选择电力供应商的权利，竞争性的批发和零售市场随之形成，市场逐步成为资源跨区域优化配置的“效率引擎”。四大独立输电系统运营商（TSO）——Tennet、Amprion、50Hertz和TransnetBW的雏形亦在此阶段确立。

监管强化阶段（2005年—2015年），建立自然垄断环节的激励机制。针对市场开放初期监管缺位与规则不完善问题，德国于2005年修订《能源经济法》，由政府部门制定详细电网接入规则、审批输配电价、监督市场公平竞争，并引入激励性监管机制，实施基于五年监管周期的收入上限管制，输电运营商（TSO）可保留低于上限的额外利润作为奖励，TSO因此有动力通过技术创新或管理优化消除输电阻塞，降低运营成本。同时，监管机制要求电网运营商承担可再生能源并网的基础设施投资义务，并通过市场采购辅助服务等方式保障系统安全和能源转型的同步实现。

深度整合阶段（2016年至今），引领分散式波动性资源主动响应市场需求。随着能源转型战略推进，德国新能源发电占比激增，对系统实时平衡与电网安全带来严峻挑战。市场改革重心由“促进竞争”转向“适应能源转型”。2016年德国出台《电力市场法案》，聚焦于建立适配高比例、波动性电源及各类分散主体的市场体系。通过缩短日内市场交易关闭时间、降低辅助服务准入门槛、推行“再调度2.0”等机制，实现了从“单一电能量交易”向“物理约束与经济激励深度耦合”的质变：既通过价格信号引导各类市场主体实时响应，又通过偏差考核、辅助服务交易等将实时平衡、线路阻塞等物理约束转化为市场主体可参与的经济机会。

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德国将物理约束转化为经济价值的

“激励相容”市场设计理念

德国市场设计过程中以“激励相容”理论为核心指导原则，将市场主体在追求自身利益最大化的行为，转化为促进系统整体目标实现的内生动力。其核心思路为，通过市场机制将电网运行的物理约束，如潮流越限、频率偏差、供需不平衡等物理问题，系统性转化为市场主体可感知、可响应、可获利的经济信号和商业机会，在分散决策框架下实现系统安全与经济效率的协同优化，为高比例新能源接入提供可持续的制度基础。

（一）建立市场主体充分竞争的电能量市场，引导电力资源高效配置

一是实施区域电价机制，更好地实现国内电力商品的无阻碍竞争。在欧洲统一电力市场框架下，德国与卢森堡构成统一竞价区。区域内，实施统一的出清价，消除因电网阻塞形成的贸易壁垒，确保电力自由高效流动。区域电价机制化解了新能源企业对线路阻塞引发电价下行、消纳率降低、成本回收困难的顾虑，有效激励电源企业向风光资源禀赋最优的北部地区集中开发。区域外，根据跨国输电通道阻塞程度形成国内外的差异化电价，确保德国在跨国传输容量内，通过更广阔的市场范围优化资源配置，高效利用法国核电、挪威水电等他国灵活性资源协助国内调峰保供。

二是再调度机制应对潮流越限，实现电力商品与电网阻塞的分离。当市场交易结果与电网物理约束冲突（如线路潮流超限）时，输电系统运营商（TSO）通过再调度机制直接调整电源机组出力，在不修改市场价格的基础上解决线路阻塞问题。TSO依据发电成本基础估算补偿被调用机组因计划改动导致的收入损失，并将成本分摊至相关责任主体。这种“市场定价+物理修正”模式，避免了节点电价在阻塞频繁时产生的价格波动过大、投资信号扭曲等问题，保持了市场的稳定性和可预测性，实现了价格信号的有效性与电网物理安全性的协同。

（二）建立自下而上的平衡机制与辅助服务市场，以经济激励筑牢系统安全防线

一是以经济责任为核心，构建自下而上的平衡体系。德国应用经济学中“科斯定理”，设计平衡责任单元作为市场交易与系统平衡的基本主体，由平衡责任单元代理各类发电、用电资源，形成具备明确责任边界的整体参与市场运行，并将系统失衡的外部成本内化为责任主体的内部成本。平衡责任单元的核心职责是对单元内全部资源的发用电量进行整体预测，统筹参与市场购入不足电量或出售多余电量，并向TSO提交覆盖单元内所有资源的总交易计划和发用电计划。当实际发用电与提交计划出现偏差时，TSO将依据偏差幅度向对应平衡责任单元征收平衡费用，该费用直接对应系统为消除偏差所产生的平衡调节成本，形成“谁偏差，谁付费”的刚性约束，激励平衡责任单元主动提升预测精度和调节能力，从源头上构建自下而上的平衡力量，降低海量主体的波动风险向系统层面的传导。

二是以市场化采购为手段，将安全约束转化为商业机会。德国应用“激励相容”原则构建平衡市场，面对实际运行中难以预判的负荷偏差、新能源预测误差和机组停运等情况，TSO组织平衡市场采购不同时间尺度的调节能力，具备灵活性资源的平衡责任单元可通过提供辅助服务获取市场化收益，其收益水平与调节响应速度、精度等系统需求直接挂钩，形成“提供的灵活性越契合系统需要，获得的回报越丰厚”的正向激励。同时，充分的市场竞争有效压低了保障系统基础安全的辅助服务成本。在成本分摊环节，严格遵循“受益者付费”原则，基础安全保障成本由全体用户分摊，特定平衡责任单元偏差导致的调节成本通过不平衡费用精准传导至对应责任主体。

（三）逐步迭代再调度与平衡市场机制，适应海量分散式资源的接入

一是修改再调度机制，实现市场从“被动应对”到“主动化解”的升级。德国推动再调度机制从行政指令逐步转化到市场响应。传统再调度1.0机制以行政指令调整10MW及以上大型常规电厂的发电曲线，成本高昂且灵活性不足。随着新能源发电占比持续提升，2020年前再调度成本呈现快速上涨态势。针对这一问题，德国于2021年10月推出再调度2.0机制，通过降低调节资源准入门槛、纳入可再生能源机组、引入“调节补偿+成本分摊”机制，以经济收益推动分散式机组主动调整出力，参与资源数量从80个增至约6万个。目前，德国正在推进“再调度3.0”机制，拟进一步打破资源类型限制，将调节范围扩展至电动汽车、户用光伏储能系统、热泵等更广泛的分散式资源，并持续强化市场激励对物理约束的主动化解能力。

二是平衡市场扩容，实现从“集中式调节”到“广域资源深度参与”的转型。根据“交易成本”理论，分散式资源因规模小、分布散，直接参与市场的交易成本较高，而推广聚合模式和设计标准化产品可有效降低参与成本，推动分散式资源规模化进入市场。基于上述理论，德国逐步改革平衡市场规则。2011年，允许新能源机组通过自主压减出力参与平衡市场。2016年，进一步降低准入门槛，将最小出价规模从5MW降至1MW，同时引入聚合机制，鼓励分布式光伏、风电、储能及需求响应资源聚合后参与平衡市场竞标，大幅降低了分散式资源的交易成本。此外，TSO联合运营的平衡市场通过产品标准化与跨国采购，进一步扩大资源池并降低整体成本。至2021年，分散式资源在德国平衡市场的参与比例显著提升，仅调频市场中聚合资源份额便超30%，有效激活了海量分散式资源的调节潜力，为高比例新能源接入下的系统稳定性与经济效率提供了坚实支撑。

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德国多元化平衡结算体系的商业模式创新

经过数十年的市场培育和机制持续迭代，德国形成了高度多元化的电力市场生态体系，在经济激励与多元资源禀赋的共同作用下，市场主体逐步分化出特色鲜明、各有侧重的商业模式，不仅提升了单个平衡责任单元的运营效率与经济效益，更共同支撑了能源转型背景下电力系统的安全稳定运行。其中，通过数字化技术聚合分布式电源、负荷、储能等多元资源形成的虚拟电厂，代表了资源综合优化与市场深度参与的前沿形态。

（一）德国平衡责任单元商业模式分类

基于德国市场机制的持续迭代，平衡责任单元逐步发展为以下三类：

（1）以整合钢铁、化工等可调负荷为主的平衡责任单元。该类单元以市场价格信号为导向，在优化内部用电曲线的过程中，同步提供调频、备用等辅助服务以获取经济回报。以铝生产企业Trimet Aluminium SE的埃森工厂为例，其内部120个电解槽负荷已进行灵活调节改造，可在数分钟内稳定完成±20%的功率调节，通过参与平衡服务获取市场收益，在电力供应紧张或电价处于极端高位时段，负荷可降至零并维持2—4小时，以此实现用能成本的有效控制。

（2）专注于新能源预测的平衡责任单元。该类平衡责任单元由专业售电商聚合分布式光伏/风电资源，通过提升短期、超短期预测精度降低偏差成本。部分平衡责任单元同时聚合储能资源，提升内部自平衡水平与调节效能。例如，欧洲领先可再生能源商Statkraft管理覆盖数千个陆上风电和光伏的平衡责任单元，通过利用高精度发电预测和自动交易系统，优化日前和日内市场的售电策略，显著降低发电波动产生的不平衡成本，通过精准市场交易实现经营收益最大化。

（3）聚合分布式电源、负荷、储能等多种资源形成平衡责任单元。该类单元通过对内部聚合资源的统一预测与自主调度，在降低交易成本和偏差成本的同时，对外提供调频、备用等辅助服务。虚拟电厂是第三类主体的典型形态，依托数字化聚合技术将分散资源整合为具备与集中式电厂同等市场参与能力的“虚拟机组”，助力平衡责任单元增强自平衡水平并提升参与辅助服务市场的竞争力，实现多元收益叠加，降低综合用能成本。

（二）虚拟电厂体现了德国物理需求与市场激励的融合成效

德国虚拟电厂的蓬勃发展并非单纯的技术驱动，而是根植于电力市场机制的完善与电网需求的内在逻辑。德国以市场机制的完善奠定了虚拟电厂的制度基础，以商业模式的丰富驱动了虚拟电厂的发展，使虚拟电厂在最大化利益的过程中，自然响应电网物理约束与系统调节需求，形成“市场主体逐利”与“系统安全稳定”激励相容的可持续生态。

以德国最大的独立虚拟电厂运营商Next Kraftwerke为例，该公司运营5个平衡责任单元，聚合了超13000兆瓦的分布式资源，涵盖生物质、风、光、储能及可调负荷等多种类型，通过多元化市场参与，实现收益叠加。一是参与平衡市场竞标提供平衡服务。聚合灵活资源竞标提供平衡服务，将电网对频率稳定的物理需求直接转化为经济收益。二是参与现货市场优化交易。利用精准预测和优化调度能力，帮助聚合的分布式资源优化市场策略，在实时市场内修正预测偏差，规避平衡责任单元机制下的高额偏差惩罚。三是接受再调度指令。当 TSO为解决线路阻塞启动再调度时，该虚拟电厂内部资源可根据再调度指令调整出力，获得经济补偿。

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对我国电力市场改革的启示与建议

德国在高比例新能源电力系统建设过程中构建了一个“规则清晰、激励相容、持续迭代”的市场化生态，让海量市场主体能够主动“算清经济账”、协同保障系统安全。相较于德国，我国能源电力系统具有自身鲜明的特色和战略特征，一方面，能源安全战略和民生保供的刚性约束构成不可逾越的底线；另一方面，市场体系建设仍处于“计划与市场并行”的转型阶段，电网企业和主要发电集团不仅是商业主体，也是承担国家能源安全与民生保供政治责任的骨干主体。

电力市场化改革不能简单复制德国模式，必须在“能源安全、民生保供”的刚性前提下，将德国的“术”转化为适合中国国情的“道”，通过精细化的市场设计，使政策目标与市场信号形成协同。一方面充分发挥央企保供和系统调节的压舱石作用，另一方面激活分散式资源等各类主体的内在响应活力，推动形成兼顾系统安全、绿色低碳与经济效率的新型电力市场体系。建议从以下方面着手：

一是完善多元主体的权责与准入规则。逐步明晰分布式光伏聚合商、虚拟电厂、需求响应等新型市场主体的权责边界，确立其参与市场、承担偏差责任、维护系统安全和响应调度指令的基本义务。建立灵活、分层的市场主体注册与准入标准，简化参与流程，降低参与门槛，推动多元主体公平有序参与市场竞争。

二是建立“自平衡”驱动的经济约束机制。借鉴德国“平衡责任单元”机制，探索建立面向一定规模资源的“虚拟平衡责任单元”或聚合责任机制，推动发用电组合对其净偏差负责并承担经济结算成本。实行“谁受益/谁造成问题，谁付费”原则，设计科学、透明且有足够强度的偏差考核与价格机制，激励市场主体提升预测精度和调节能力，促进自下而上的系统平衡。

三是设计灵活的成本传导与收益分配机制。建立“受益者付费”原则下的辅助服务、阻塞管理等系统成本分摊机制，设计科学的容量成本回收和经济补偿机制，对为系统提供可靠备用能力的主体给予合理回报，确保电源、储能、需求响应等主体有能力、有动力保供，为市场运行提供安全托底。

四是建立市场规则持续迭代的适应性机制。设立常态化的市场规则评估和修订流程，定期对市场运行效果、新技术和新业态发展进行评估，助力市场规则优化完善。针对新兴技术和业务模式，建立快速响应的规则调整机制，允许试点和创新先行。强化市场规则公开透明，确保各类市场主体能够及时了解规则变化，提升市场的可预期性和信任度。

五是强化政策与市场的协同推进。在市场机制尚未完全成熟阶段，建议优先培育市场主体、鼓励机制创新，形成政策与市场良性互动的改革格局。优化补贴、激励等政策工具与市场机制的配合，更好地发挥有效市场和有为政府的协同作用，确保市场收益能清晰、及时地传导至市场主体。

六是由点及面，开展试点示范并逐步推广。可选择具备条件的区域，如新能源高渗透区域、工业园区或经济开发区，先行开展虚拟电厂、分布式聚合、偏差结算等市场机制试点，测试相关市场规则的实际运行效果，评估对资源配置和系统安全的影响。以试点经验为基础，逐步完善相关政策和市场规则，为全国范围推广提供数据支撑和风险预判，降低改革过程中的不确定性。

七是加快数字化与智能化基础设施建设。推进电力系统数字化转型，完善数据采集、实时监控、智能调度等基础设施，为分布式资源聚合、虚拟电厂运营、辅助服务市场化等新业态提供技术支撑。推动建立全国统一或区域协同的数据平台，实现市场主体和系统运营方的信息互通与协同，为高比例新能源接入和广域资源优化配置奠定基础。

注：作者李晨阳、陈光供职于国网（苏州）城市能源研究院，郭莉、徐筝供职于国网江苏省电力有限公司经济技术研究院。