旋转式密封无头螺钉实时供需平衡是电力系统稳定运行的关键目标。德国电力系统近10年经历了“新能源装机逐步成为第一大电源，常规电源向调节性和保障性电源转变”的重要发展阶段。当前，德国新能源装机占比达到55%左右。在新能源占比迅速提高的同时，德国有力保障了电力系统实时平衡，供应可靠性稳中有进。本文重点探讨分析德国在这一发展阶段中，发挥关键作用的平衡责任方机制、市场体系建设等措施，以期为各国电力系统转型提供参考借鉴。

　　德国是世界新能源发展的积极探索者。2011年德国正式出台了能源转型法案，提出40年内将电力行业从依赖核能和煤炭全面转向可再生能源。当前，在世界GDP排名前10位的国家中，德国新能源装机容量占比、发电量占比均居第一位（本文中新能源仅包含风电与太阳能，下同）。2022年底，德国最大负荷7900万千瓦，装机容量2.3亿千瓦。其中，新能源装机超过1.3亿千瓦（占比58%）。近年来，新能源发电量年占比最高达到33%，新能源发电量周占比最大达到51%。2011~2021年装机变化如图1所示。德国在新能源高速发展的同时，保障了电力系统平稳运行。2011～2022年，德国电网可靠供应水平稳中有进，电力平均中断时间（SAIDI）由2011年的15分钟/年，下降到目前的约10分钟/年。德国电网频率波动均值稳定在49.9～50.1赫兹，具有较好的实时供需平衡水平。

　　德国电网运行中出现了随新能源装机增长，备用使用量反而下降的情况。随着新能源的持续发展，新能源出力的波动性和预测偏差将对电网实时平衡产生越来越大的影响。一般研究认为，新能源增长会增加电网备用需求，备用需求的增量与新能源的装机增量将呈线性关系。但与上述预测结果相反，在德国新能源装机不断提高的同时，德国备用使用量呈下降趋势。根据最新数据（如图2所示），2011~2021年，德国备用（主要指二次备用与三次备用）的实际使用量（以电量计）从2011年的70亿千瓦时，下降到2021年的不足20亿千瓦时。从使用百分比上，到2017年超过备用最大值80%的次数已经下降到0次。这被称为高比例新能源接入下的“德国悖论”。

　　平衡责任方在保障实时平衡中发挥了重要作用。平衡责任方、输电系统运营商、平衡资源提供方，三者的相互关系如图3所示。

　　平衡责任方（BRP）：BRP一般是指大型发电厂、工业大用户，也可以是聚合商等新型市场参与者，负责组织管理一定数量的机组、负荷的出力，其中机组可包含新能源、传统机组。从责任上讲，BRP需要提前申报其管理机组负荷的出力曲线，并对实时运行时发生的出力偏差负经济责任。德国输电网的每个接入点都必须分配给一个BRP管理（共同形成平衡组），通过接入点计量电力。BRP减少偏差的手段（该动作可以是主动，也可以是被动的）包括调整内部可控机组的出力，或者与其他BRP进行交易。以图3为例，偏差为负“-”的BRP 1可以与偏差为正“+”的BRP 2在市场上进行交易，通过购进电力，以修正申报曲线。

　　输电系统运营商（TSO）：TSO拥有输电网络，负责经营区域内的平衡调度管理，向下管理BRP的申报曲线，在实时平衡中启动备用。以图3为例，如果实际运行时，全部BRP的出力偏差之和为负“-”，则启动正备用，补充功率缺额。

　　平衡资源提供方（BSP）：BSP可以是机组、负荷，或者是虚拟电厂等，负责提供备用容量，供TSO实时调度时使用。BSP有义务在预先规定的时间和动作条件下提供备用，包括提供一次调频、二次调频、三次调频等。

　　市场体系。与实时平衡关系密切的主要包括现货市场及备用市场。现货市场分为日前交易市场、日内交易市场两类。日前交易在实际运行前一天，组织市场交易。日内市场在实际运行当天，提供时间颗粒度为15~60分钟的连续交易和拍卖交易，在实际运行前30~45分钟关闭。现货市场中认为机组与负荷提交的数值是确定性的，不考虑实际交付时的偏差。备用市场（也称为平衡市场）主要保障系统实际运行时的电力电量平衡，提供多类型的备用产品的采购，以及不平衡资金的结算。

　　平衡责任方（BRP）具体工作过程。BRP动作的时间序列分为实际运行前（t0- 45天至t0- 30分钟）、运行期（t0至t0+15分钟）、运行后（t0+1天）三个部分，如图4所示。实际运行前，BRP通过“申报”和“调整”两个模块管理运行当天的出力曲线。“申报”模块基于日前合同等，向TSO提交运行当天的15分钟颗粒度的出力曲线。在运行当天，基于更为准确的出力预测，“调整”模块使用日内交易产品对曲线进行调整，以尽量逼近实际运行情况。在实际运行时（15分钟颗粒度），每个BRP管理区域的出力偏差量将被TSO记录。在实际运行后，BRP将通过备用市场结算，承担不平衡偏差成本。

　　平衡责任方的价格激励。备用市场上的电价一般高于现货市场，两者差异称为不平衡价差。典型的年平均价差最高值可达到132欧元/兆瓦时，瞬时值可能高达上千欧元/兆瓦时。不平衡价差与系统不平衡量总体上呈正相关关系，越大的系统实时功率缺额，将导致越高的价差。不平衡价差提供了有力的经济激励，引导BRP积极在现货市场上进行交易活动，提升新能源预测水平等技术，尽量缩小不平衡偏差。

　　提升操作精细度。通过改进现货市场日内交易关闭时间和交易产品的时间颗粒度，使BRP能够更好地调整申报曲线。德国日内交易产品最小时长从1小时缩短至15分钟，交易关闭时间从实际运行前的45分钟缩短至30分钟。德国每天早晚时段净负荷爬坡率大，对备用需求高，通过操作精细度的提升，系统在这一时间段对备用的需求大幅下降。

　　扩展平衡地域范围。通过跨区跨国多层次合作机制，形成大范围的统一平衡区域。统一平衡区域的组织者是各国TSO，各子区域间通过联络线相互提供备用支持。德国备用容量可以从多个电网运营商和其他国家获得，当前的合作机制包括NRV（4个TSO之间）、IGCC（国家间）等，构建了覆盖德国及周边的大范围协同平衡区。合作模式包括协同备用调度采购、协同备用容量计算等。

　　发展多类型备用资源。备用资源中，传统机组（包含抽蓄）仍占主要地位，其中火电（含煤电、气电）占比35%，主要通过降低机组最低出力和提升爬坡率获得，如改造后气电、硬煤电厂最低出力分别降至额定出力的20%、25%。德国也在积极发展应用储能、需求侧响应和友好型新能源机组，为系统提供备用能力。当前，电池备用总容量达到57万千瓦，大部分用于一次调频。负荷侧备用总容量达到265万千瓦，大部分用于二次与三次调频，主要通过灵活性大工业负荷提供。新能源方面，风电备用总容量达到19万千瓦，大部分用于三次调频，主要通过多风电场聚合的形式提供。新兴技术方面，德国已尝试利用绿氢生产工厂负荷调节能力提供一次调频备用。

　　德国自2011年通过能源转型法案，历经10年，新能源发展成为第一大电源，装机比例超过50%，气电、煤电等利用小时数大幅下降，并向承担调节保障作用转变。在这一发展过程中，德国结合自身情况，较为正确地处理了政府与市场、常规电源与新能源、本国电网与跨国互联之间的关系，保持了电力系统稳定运行和较高的实时供需能力。政府与市场间，德国政府通过《电网接入条例》，明确了平衡参与主体，既充分发挥了市场在资源配置中的决定性作用，又规范了参与者的责任和激励。常规电源与新能源间，在这一阶段，德国保持了常规电源总量稳定，装机仍超过最大负荷。相较2011年，常规电源装机总量保持平稳，但煤电、气电年利用小时数大幅下降，其中硬煤电厂已不足2000小时。本国电网与跨国互联间，德国电网较为坚强，安全稳定水平较高，同时德国仍然不断提高电网互联水平，构建大范围跨国电网。德国电网以400千伏输电线路为骨干网络，网架较为坚强，与周边9个国家接壤，跨国输电线条左右。

　　依托整体政策市场体系、坚强的互联电网、充足的常规机组，德国实时供需平衡机制具有以下特色：

　　一是构建了较为有效的平衡基本单元，协调市场体系与调控运行。以欧洲电力市场机制为基础，通过平衡责任方机制，整合新能源机组、传统机组及负荷，可以形成内部多类电源与负荷的互补互济，引导常规机组主动调节，在市场方面形成了有效的参与主体，在调度方面提供了可控性更好的管理对象。通过价格激励，形成了较好的跨市场耦合机制，引导平衡责任方更多地通过现货市场交易，提高运行出力的精确度，减轻实时平衡压力。

　　二是形成跨区跨国“一盘棋”，实现资源更大范围的配置。地域方面，平衡区域的扩大首先可以利用不同地区新能源出力间、负荷间的互补；其次，新能源预测误差也可相互抵消，减少整体的备用容量需求。从时间方面，由于各国电力系统特性不同，备用需求时间分布存在差异，更容易获得低成本的备用资源，提升备用利用的经济性。

　　三是充分利用常规机组调节能力，积极引入新型调节参与者。当前德国备用资源中，火电仍然占据较高比例。德国通过不平衡偏差费用惩罚与备用市场收益，合理反映了参与系统调节的经济性，引导火电进行深度技术改造，充分发挥调节优势。备用市场上较高的价格也为电池、需求侧、友好型新能源机组的发展提供了更好的收益，为电力系统调节不断引入新鲜活力。

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