电改九年观察 | “平衡结算单元”可解我国可再生能源消纳之困吗？

随着国际社会应对气候变化行动的深入推进，越来越多的国家提出能源低碳转型战略目标，发展风电、光伏等可再生能源，以解决或缓解全球能源和气候危机。根据国际能源署发布的《2023年可再生能源》报告，2023年，全球新增可再生能源发电装机容量达到507吉瓦，累计装机容量较前一年增加50%。

可再生能源在全球范围内一路高歌猛进，对高比例消纳和系统可靠性的挑战也日益凸显。一些西方国家结合自身能源结构和社会经济特点，采取了包括财政激励性政策、可再生能源配额制等各种针对性措施，为全球发展可再生能源提供诸多实践经验。其中，德国作为能源转型先行者和可再生能源极高占比国家，深受偏爱，其电价补贴政策、平衡结算单元等典型做法常被相关主题的文献报告引用。自2021年习近平总书记作出构建新型电力系统的重要指示后，我国可再生能源特别是分布式可再生不断实现新突破，源网荷储一体化项目、虚拟电厂等新型产物的呼声愈来愈高。德国的平衡结算单元机制因具有“化整为零”“分而治之”的相似特点，再次被行业内高度关注、津津乐道。那么，平衡结算单元是不是真的可以成为建设新型电力系统大背景下，我国解决可再生能源消纳问题的最佳选择呢？

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：章琳楹）

德国的平衡结算单元是什么？

在德国，发电商和供电商之间的电能量交易主要分为期货和现货两类。期货交易一般提前一个月至数年进行，现货交易在电力实际输送的前一天和当天进行，也可看作日前与日内交易。若因可再生能源预测错误、发电机组故障或负荷需求变化导致供需不平衡，双方还可以进行日内交易进行调节。依靠自动化程度很高的发电计划安排系统，发电商可以在交割时间之前不断修正出力预测和计划，并向输电系统运营商（TSO）滚动更新。然而，即便具备最好的预测能力和最小颗粒的调节周期，在实际执行的过程中仍有可能出现意料之外的不平衡。此时，输电系统运营商需要购买平衡服务（调频备用容量）来维持系统平衡，这将产生一笔显著高于电能量交易价格的服务费用，由未履行既定计划的市场主体承担。

在这种分散式市场模式下，正如德国联邦能源网络管理局的官方定义，平衡结算单元（Bilanzkreis/Balancing Group）是一种由单元负责人管理的“虚拟”电量账号，其本质更像是经营主体在场外调仓的小型交易所。平衡结算单元可以由几个发电集团和电力供应商共同组成，也可以由一个大型发电集团对旗下所有发电厂汇合一起单独成立，甚至允许不包含任何实际的电力生产和消费者，仅涉及财务上的电力交易。因此，同一个平衡结算单元内的发电厂和用户不必在地域或者网络拓扑上距离很近，只需确保每个电源（馈电端）和每个用户（用电端）都有唯一关联的平衡结算单元，每个平衡结算单元都完全准确地位于一个调度区域内即可。发电商、供电商、大型工业用户及其他经营主体通过与输电系统运营商缔结合约即可成为一个平衡结算单元负责人。负责人负责记录交割前单元内经营主体成交的每一笔交易“账单”，包括单元之间的电量流动计划，并提交给所属输电系统运营商。为避免和减少具有惩罚性质的昂贵的平衡服务费用，平衡结算单元需要通过频繁的交易使电力供应尽可能和负荷需求同步。通常来说，平衡结算单元首先追求在单元内部实现供求平衡，再进行跨单元交易。

平衡结算单元是德国电力市场的核心结构。它与平衡服务一起，在衔接电网调度与电力交易、协同电能量市场与辅助服务市场以及平衡发用侧等方面发挥着重要的作用。

德国可再生能源的高消纳靠什么？

从上述定义和运行机制可以看出，平衡结算单元的主要功能是“记账”，仅能通过惩罚机制刺激和单元责任人管理，在交割前减少可能发生的不平衡，而系统中实际的物理平衡，是由平衡服务实现的。德国电网之所以能支撑高比例的可再生能源上网电量，是充足的调频备用容量、成熟灵活的市场体系以及社会经济支撑等各环节各角色协同配合的结果。

完善的基础设施是硬件保障。近几年，德国一直在大力推进能源低碳转型，却没有在短时间内大幅缩减火电等常规电源的装机。如图1所示，截至2023年11月，德国的市场化褐煤发电1844万千瓦，硬煤发电1890万千瓦，天然气发电3599万千瓦，矿物油发电501万千瓦，约占总市场化容量的31%。此外，德国还储备着以火电为主的非市场化容量798万千瓦，分为电网储备、临时关闭、特殊电网设施和容量储备四种（如图2所示）。也就是说，德国目前仍有不少于8600万千瓦的火电等常规电源装机，已经超过近年来最大用电负荷（约8300万千瓦），且这些电源灵活调节能力极强，为系统提供了十分可靠的兜底保障。

图1 德国市场化容量结构

图2 德国非市场化备用容量

同时，德国在欧洲互联大电网的核心枢纽位置，通过65条交直流线路与周边国家互联，跨国互联输电线路容量达3000万千瓦。若国内电力不足，电力从邻国输出保障供应；若国内风光大发，电力向邻国输入促进消纳。以2017年4月30日为例，德国的出口电力达1336万千瓦，相当于有80%的风电（当时出力1675万千瓦）或45%的太阳能发电（当时出力2976万千瓦）送往国外。

高位的终端电价是经济支撑。随着可再生能源装机的不断扩大，德国电力市场的价格稳中有降，但终端销售电价却始终高位。从图3可以看出，近八年，德国家庭的用电价格从2016年29.81欧分/千瓦时（2.1元）持续上涨，2023年达到45.19欧分/千瓦时（3.3元），远远超过我国居民农业和工商业的用电水平。

图3 德国2016—2023年家庭用电价格走势

一方面，高昂的用电成本推动德国分布式可再生能源尤其是屋顶光伏的迅速扩张。对德国家庭来说，当地超市就可以购买到一个小型阳台光伏系统，价格约为500-700欧元。根据德国北莱茵-威斯特法伦州消费者咨询中心数据，南向安装的380W光伏，每年可提供约280千瓦时电量，相当于一台冰箱和一台洗衣机年耗电量。普通二人家庭用两套系统形成一套小型阳台光伏电站，在天气晴朗时能够满足家庭的大部分电力需求，每年可节省电费约132欧元。在能源价格大幅上涨的时期，易于安装的小型太阳能设备很快就能收回成本。另一方面，高位电价能帮助系统回收为可再生能源配备的调节性资源的成本。2020年，德国家庭用电价格为32.05欧分/千瓦时，其中，输配电费与电能量费用相当，为7.5欧分，可再生能源税附加费9.41欧分，两者占比超52%。由此可见，德国的终端电力用户为发展和消纳可再生能源买了单。

成熟的市场体系是必要环境。德国的电力市场化改革于1998年《能源经济法》修正案生效后正式启动，并在2001年确定了部分关键的市场细则，通过不断完善和丰富，形成了一套成熟灵活的电力市场体系。德国开设了场外交易、期货交易、现货交易及平衡服务交易，涵盖远期、日前、日内和实时不同时间维度，给予可再生能源波动充足的调整机会。更重要的是，可再生能源与其他常规电源同台竞价，在场外获得补贴。由于优先次序效应，即随着规模的扩大，可再生能源的边际成本要小于传统能源，其在市场竞争中具有绝对优势，很容易就能实现优先上网并拉低市场交易价格，甚至出现负电价。同样以2017年4月的最后一周为例，日前市场的出清价格与风光的发电能力呈现出很强的负相关性。日前最高出清价格发生在4月26日8时，为0.053欧元（0.41元）/千瓦时，最低价格发生在4月30日14时，为-0.075欧元（-0.57元人民币）/千瓦时。在如此强烈的价格信号刺激下，德国的常规电源有很大的意愿进行灵活性改造，以便在市场价格低位时尽可能地减小出力，高位时尽可能地增加出力，需求侧的可调容量和可控负荷也随之扩大，分别占最大负荷的13%和1.6%。

平衡结算单元机制能不能帮助我国消纳可再生能源？

在讨论平衡结算单元机制能不能帮助我国消纳可再生能源前，需要明晰的关键，是德国分散式市场中的平衡结算单元能否直接运用于我国的集中式市场。在分散式市场中，发电机组启停和出力主要由经营主体在中长期合约的基础上分散决策形成，调度计划由发电商提交，调度机构只在实时进行微小调整。这种模式允许平衡结算单元通过滚动交易改变调度计划，以促使系统的实时平衡。但在集中式市场，经营主体签订的中长期合约均为财务性质，发电机组启停和出力安排全部由调度根据经营主体报价，在日前和实时等阶段通过集中优化形成。在这种模式下，场外交易的平衡结算单元完全与实际调度计划脱钩，变成了会员制的小型金融期货市场，其标的不是电量而是差价合约，仅能帮助经营主体规避风险，无法影响系统实际电力生产和消费的物理性不平衡。

与其纠结期货市场如何成立等平衡结算单元的适用性问题，不如透过现象看本质，从德国对基础设施建设、社会认知水平以及市场机制等方面的探索中得到更直接、更有效的启发。

一是坚持煤电的兜底保障地位。“双碳”目标的实现，应着重减少煤炭消耗量而非减少煤电的装机数量，从德国超配的火电装机容量可以看出，发展可再生能源推动绿色转型与保留煤电并不矛盾。基于我国的资源禀赋，煤电是目前经济性容量支撑的唯一选择。不管各地区可再生能源的装机规模如何，仍应确保以煤电为主的支撑性电源容量与应保必保的负荷容量加合理备用之和相当。同时，这些新型电力系统中煤电不能再简单地追求发电利用小时数和经济功率，而是加强灵活调节能力、降低能耗水平，以达到更快速的爬坡、更低成本的快速启停以及长期备用。

二是做好终端电价上涨的社会预期。相较德国不低于2元的终端用电价格，我国目前的电价水平显然无法支撑大体量的可再生能源发展。十三五末期，我国的发电装机容量为22亿千瓦，电量生产能力理论上已经满足2023年全社会需要，最大用电负荷（13.7亿千瓦）需求可被满足的概率也很高。但这四年来，发电装机容量还在继续增长，截至2023年底，全国累计发电装机容量达29.2亿千瓦。其中7.2亿千瓦的增量，只是生产了电力、提高了可靠性，而无法通过生产电量回收成本。加之同步建设的电网设施，这些投资，会在下一轮核价周期或某一时间，最终传导给电力用户，体现在上涨的终端电价中。再来算一算可再生能源的消纳账，尚且不考虑系统为应对可再生能源扰动增加的调节成本，目前很多可再生能源电站配套相当规模的储能，以锂离子电池储能为例，参考1500小时的利用小时数，度电成本约0.6元/千瓦时，明显超过全国绝大部分地区的上网电价，抬高电价成为必然。

三是要加快现货市场的建设进程。现货市场的核心功能是发现价格，让供需关系通过价格信号实现资源高效配置。各类型电源的同台竞争、合理的价格限值是价格信号“满格”的机制保障，市场经营主体的主动性被充分调动，进一步推动可再生能源的经济消纳。对发电侧，价格信号引导其在负荷低谷减出力为可再生能源提供消纳空间，在负荷高峰增出力保障电力可靠供应；对用户侧，响应价格信号自发改变用电习惯，实现电力净负荷曲线的削峰填谷。此外，辅助服务市场、容量市场等多品类市场的协调配合也不可缺少。

他山之石，可以攻玉。学习德国的可再生能源发展，我们要坚持“战略思维、辩证思维、系统思维、创新思维”，要看软件也要看硬件，要了解成功也要清楚失败。可再生能源消纳作为一个复杂的系统性问题，需要从基本国情出发，以新质生产力为引领，协同政策、经济、技术及产业等各方力量，加速可再生能源成长，以更好保障能源供给、支撑社会经济发展。

我国能源体系的体量之大、地域之广、环境之复杂，注定无法“依葫芦画瓢”世界上任何一个国家，我们只能走自己的路，走一条具有中国特色的能源转型之路。