德国虚拟电厂参与平衡市场机制的经验分析
李晨阳 江海燕 史文博
（国网（苏州）城市能源研究院）
随着我国可再生能源装机占比过半，电力系统的分钟级快速灵活调节能力已成为我国新型电力系统建设的必然要求。德国作为能源体系快速转型、实现高比例新能源接入的典型代表国家，其虚拟电厂深度参与电力平衡市场的机制对我国具有重要借鉴意义：一方面，虚拟电厂通过数字化、智能化手段能实现快速、深度挖掘灵活性资源，这一天然技术特性与平衡市场对调节资源的快速响应要求高度契合；另一方面，平衡市场的收益结构包含容量预留补偿与执行能量补偿，为虚拟电厂提供了显著且可预期的经济激励，成为其规模化发展和可持续运营的关键驱动力。
为此，本文将系统剖析德国平衡市场为有效容纳虚拟电厂参与而建立的适应性规则框架，包括产品技术特征设计分别考虑正负向调节能力、设置容量市场确保稳定激励、确立聚合商的市场主体地位并设定合理的参与门槛、以及构建支持资源高效聚合与协同的多层级调度架构等。通过厘清德国平衡市场与虚拟电厂的协同机制，旨在为我国破解新能源高比例接入下的系统调节瓶颈、优化市场机制设计及推动虚拟电厂商业化运营提供可操作的经验借鉴。
德国虚拟电厂模式
在德国，虚拟电厂是指一种通过数字化、智能化技术手段协调各类分布式资源参与市场交易的场外组织模式。德国电力市场并不单独为储能、虚拟电厂、微电网等各类主体设置特殊交易账户和机制，各参与主体（涵盖发电企业、售电公司、大用户以及负荷聚合商）均通过管理或加入一个或多个平衡结算单元的方式，参与电能量市场和平衡市场。虚拟电厂运营商可以注册为平衡责任主体直接参与能量市场，可以向输电运营商（TSO）申请成为平衡服务主体参与平衡市场，也可以为其他平衡结算单元提供可调资源、电网平衡等服务，还可以为中小发电厂参与再调度提供技术服务。
德国虚拟电厂可以聚合各类分布式资源，但其中可调节资源主要是生物质发电、小型水电、储能等“电源型”资源。德国现有虚拟电厂的常见商业模式是将分布式可再生能源、灵活性机组、储能、负荷等聚合成一个规模较大的组合来参与市场，利用可调节资源在运行过程中调整出力来获利。其中发挥重要作用的可调节资源类型主要是储能、生物质发电和小型水电。
德国平衡市场机制
德国虚拟电厂一个重要的收益是参与平衡市场。在成熟的电力市场中，针对因电力系统故障、供需预测产生偏差等原因造成的频率不稳定问题，一般会设立“市场化平衡管理机制”，即由输电运营商通过市场手段获取平衡资源，并对造成平衡偏差的市场主体进行偏差考核，以覆盖系统平衡调节成本。不同国家或地区关于市场化平衡管理机制的名称有所不同，例如中国会采用辅助服务市场的概念。而德国根据欧盟法规，采用“平衡市场”的概念。德国的四大输电系统运营商运营一个联合平衡市场，并参与欧洲合作项目，跨国采购平衡服务。
（一）德国平衡市场的产品种类
德国平衡市场的产品种类包括：频率控制备用（The Frequency Containment Reserve，FCR），即一次调频，保证系统频率稳定在额定频率的±0.1赫兹内；自动频率恢复备用（The automatic Frequency Restoration Reserve，aFRR），通常在FCR之后启动，用于进一步纠正频率偏差，主要通过自动频率控制系统实现；手动频率恢复备用（The manual Frequency Restoration Reserve，mFRR），是15分钟内响应的备用服务。
表1 平衡服务种类技术特征表1
表1给出了三种平衡服务的技术特征，其中，“容量市场/能量市场可用性”是指该平衡服务招标中是否包含容量市场/能量市场，FCR仅在容量市场招标，而aFRR和mFRR包括容量市场和能量市场；“对称/非对称”是指是否要求向上和向下调节能力绝对值相等，FCR是一个对称产品，这意味着提供者必须能够提供同等正负向的调节能力，aFRR和mFRR则正负向调节能力单独统计。
从上述三类产品的设计特征可以看出，其规则制定显著增强了对虚拟电厂参与的适应性。一方面，市场结构设计兼顾稳定收益与灵活响应价值。除FCR仅通过容量市场招标外，aFRR和mFRR均设置了容量市场与能量市场的双重机制。三种产品均设计了容量市场招标，为参与者提供了基础性的、可预期的固定收益保障，降低了市场风险，有利于虚拟电厂长期投资与稳定运营。另一方面，资源能力要求体现包容性与针对性。aFRR和mFRR产品明确允许参与资源无需同时具备绝对值相等的向上和向下调节能力。这一规则极大拓宽了可参与资源的范围，使得虚拟电厂能够灵活聚合仅具备特定单向调节优势的分布式资源，例如易于削减发电的新能源机组，或易于削减用电、即增加等效发电能力的可控负荷。这种设计充分考虑了分布式资源的异质性，有效降低了虚拟电厂参与平衡服务的门槛。
（二）平衡市场的认证和采购过程
欧盟正在推动建立一个整合欧洲控制区域的平衡市场，并已在德国、荷兰等部分地区实现了统一调用，德国的输电运营商可以在德国电网区域内以及与邻国部分合作的情况下向虚拟电厂等平衡服务主体采购平衡服务，这扩大了虚拟电厂资源可以参与的市场区域范围。
招标过程是在联邦反垄断局的指导下，按照联邦网络局的规定以及欧洲的规定和方法，在一个开放、透明和非歧视的过程中进行。平衡服务的基本采购过程分为四个步骤：预资格认证、市场招标、调节能力调用和资源调节、平衡容量和平衡能量的结算。
1.第一步：预资格认证
在参与平衡市场之前，平衡服务提供者必须通过输电运营商认证，四大输电运营商会统计预先审核合格的资源。不同类型的发用电资源都可以参与预资格认证。同时，明确了“聚合商”法律地位，允许其作为平衡单元以外的独立主体参与平衡市场投标，最小投标门槛降至5兆瓦，这有助于充电桩运营商等各类型虚拟电厂技术服务商在市场中发挥作用并获利。德国不同类型平衡服务种类和平衡资源按容量的统计如表2。
表2 德国不同平衡服务种类各类型资源预审核合格的容量统计2
（单位：万千瓦）
2.第二步：市场招标
通过预资格认证的平衡服务提供者可以参与平衡服务的招标。德国的平衡市场分为平衡容量市场与平衡能量市场，平衡容量按“可用容量（兆瓦）”为标的进行交易，报价被出清的平衡服务提供者需要在实时运行中保留相应的容量供输电运营商调度，即使不被调用也可获得报酬。平衡能量以电量（兆瓦时）为交易标的，按运行中实际被调用的电量进行结算，不进行容量补偿，仅具有电量属性。
3.第三步：启动调节能力和调节能源
如果平衡服务提供者已经中标，他们必须在中标时间段内保留相应的容量或实际调用电量。FCR根据电网频率偏差自动激活。aFRR和mFRR由输电运营商实时向市场发送需求，提供者自动或手动激活。
4.第四步：平衡容量和平衡能量的结算
在平衡服务类型中，FCR只获得容量补偿，由中标合约容量乘以中标价格。aFRR和mFRR能够同时参与容量市场和能量市场两个市场，并同步获得容量和电量的补偿，容量补偿是基于在平衡电力容量市场上授予的容量乘以相应的竞标价格，电量补偿由启动服务后实际被调用的电量和电量电价进行结算，TSO每15分钟确定一次不平衡价格。
对于中国的借鉴意义分析
类似于德国，我国虚拟电厂当前的收益模式主要有参与现货市场，或者利用调节能力参与需求响应和辅助服务市场。例如在2019年，冀北虚拟电厂作为全国首个以市场化方式运营的示范项目参与华北调峰辅助服务市场。
从辅助服务市场建设情况来看，当前国内辅助服务市场基本实现全国全覆盖。电力辅助服务市场实现7大区域、33个省级电网的全覆盖，统一的电力辅助服务体系基本形成。从电力辅助服务品种开展情况看，当前南方区域以备用、调频为主，华北、西北、西南区域以调峰为主，华东、华中、东北区域以调峰、备用为主；山东等地探索快速爬坡类辅助服务新品种，以更好适应高比例新能源接入。
随着新型电力系统和全国统一电力市场建设的进程深入推进，电力系统对灵活性调节资源的需求与日俱增，尤其在新能源高比例接入背景下，保障电网安全稳定运行与促进新能源高效消纳成为核心诉求。为充分释放源网荷储各环节调节潜力，亟须从市场机制设计和虚拟电厂运营模式创新两方面协同发力。
（一）面向市场机制的意见建议
对于市场机制而言，建议打破省间壁垒，建立跨区域协同机制；扩大准入范围，明确纳入新型灵活性资源；分离容量与能量市场，提供容量补偿以保障投资回收，并完善价格疏导机制。
一是完善跨区域跨省的辅助服务组织模式，借鉴德国参与欧洲大市场的经验，统一技术标准（如响应速度、性能要求）和交易规则（如市场耦合、联合出清）。打破省间壁垒，允许富余省调峰、调频、备用等资源参与紧缺省份的日前、日内甚至实时辅助服务市场交易。开发跨区域联合优化出清算法，综合考虑各区域电网约束与资源禀赋，实现跨省资源最优协同调度，提升整体电网安全经济性，为新能源高比例渗透下的区域互济奠定基础。
二是拓宽辅助服务参与主体范围，明确将新型分散式灵活性资源纳入市场准入主体清单。这包括：分布式储能、规模化可中断工业负荷、电动汽车充换电设施、中小型生物质/垃圾发电、虚拟电厂、智能微电网等，建立科学的聚合商资质认证、注册、计量与结算机制，并出台针对不同技术类型资源的性能测试标准、基线计算规范与参与规则，确保各类主体能合规、公平参与市场。
三是分别组织辅助服务容量市场和能量市场。借鉴德国平衡容量市场理念，为提供特定性能等级辅助服务能力的资源提供容量补偿，保障其基础投资回收。深化辅助服务能量市场，允许资源同时或分时参与电能量市场和多种辅助服务市场竞价，实现其运营价值最大化，设计合理的市场耦合机制，鼓励资源在能量与辅助服务市场间灵活切换，明确价格形成与成本疏导机制，确保新增收益来源具有可持续性。
（二）面向虚拟电厂运营商的意见建议
对于虚拟电厂运营而言，建议聚合发用两侧多元化资源；构建秒级至小时级多层次响应能力；挖掘双向调节能力，支撑电网安全与新能源消纳。
一是拓宽聚合资源类型，在现有聚合基础上，重点纳入具备高度灵活性和精细控制潜力的新型资源。包括：用户侧分布式储能、电动汽车充换电站/V2G充电桩、小型燃气轮机/沼气发电，以及生物质热电联产等可再生能源发电单元。深入研究不同类型资源的响应特性、控制接口、优化潜力与交易偏好，开发针对性的控制策略与激励机制，实现资源的有效整合与协同控制。
二是聚合多时间尺度资源，构建层次化的响应能力体系。整合具备不同响应速度（秒级、分钟级、小时级）和控制精度（连续调节、离散开关）的资源。通过算法对资源在多时间尺度上的响应能力进行精准建模、优化调度与协同聚合，满足电网从频率稳定、备用需求到能量平衡的多元化、精细化辅助服务需求，最大化虚拟电厂的聚合价值。
三是强化“双向”调节能力挖掘，以支撑保供与消纳双重目标。结合价格信号（如能量价格、辅助服务价格）和调度指令，动态优化聚合资源在双向调节之间的分配策略，开发智能交易算法，精准响应电网的实时调节需求。电力供应紧张时（如极端天气、负荷高峰），通过削减可控负荷、调用储能放电、减少充电功率（甚至V2G反送电）等方式，减轻电网压力，保障供电安全。在新能源大发时期（如风光出力高峰），利用可调负荷提升用电、储能系统充电、减少生物质/小水电发电等方式，主动增加用电负荷，有效吸纳富余新能源电量，缓解弃风弃光压力，促进绿色能源消纳。
