德国电网的"毫秒级豪赌"

2026年1月22日，德国正式启动了具有划时代意义的"瞬时备用"（Momentanreserve）市场化采购机制。

这项在毫秒级至30秒内发挥作用的电网关键支撑服务，不仅填补了传统同步机组退役后的系统惯量缺口，更标志着全球电力系统从"物理同步"向"数字构网"的范式跃迁。

德国能源转型的成功故事背后，隐藏着一个日益严峻的技术挑战。

过去十年间，德国可再生能源装机占比已超过50%，煤炭和核电加速退出。

然而，风电、光伏等逆变器型电源无法像传统燃煤、燃气机组那样，通过巨大的旋转质量自然提供系统惯量。

这种"惯量赤字"直接威胁电网安全。

当电网发生功率失衡时，频率变化速率（RoCoF）会急剧上升。传统同步机组的旋转动能可在毫秒级时间内自动响应，抑制频率跌落，为一次调频（FCR）争取宝贵的30秒启动时间。

随着同步机组大规模退役，这一"瞬时储备"服务面临供给枯竭的风险。

德国联邦网络管理局（BNetzA）的监测数据显示，系统解列（System-Split）风险正在上升。在高比例可再生能源与跨区域输电激增的背景下，电网故障可能导致大规模网络解列，形成孤岛区域。

北部风电过剩与南部负荷需求的局部失衡，可能引发远超现有保护机制响应速度的极高频变。

2020年，BNetzA曾基于"正常工况"假设，豁免了输电系统运营商（TSO）市场化采购瞬时储备的义务。

然而，随着电网结构剧变，这一豁免已不合时宜。

2025年4月22日，BNetzA发布最终决议（BK6-23-010），正式废除了2020年的豁免决定，确立了市场化采购的监管框架。

01.

四类产品与差异化激励

德国瞬时备用市场采用了高度精细化的产品设计，将服务分为基础产品（Base）与优质产品（Premium），每个类别又细分为正备用（Positive）和负备用（Negative）两个方向，形成四类产品矩阵。

这种差异化设计的核心在于可用性要求的阶梯式设定。

基础产品要求30%的可用性，而优质产品要求高达90%。当实际可用性超过阈值时，参与者可获得递增的额外报酬。

优质产品在100%可用性时，价格可达888.5欧元/兆瓦秒/年，较基础价格805欧元上浮10.4%。

在定价机制上，首轮采用固定价格而非竞价拍卖，期限为2026年1月22日至2028年1月21日。

优质产品定价为805-888.5欧元/兆瓦秒/年，基础产品则为76-109.5欧元/兆瓦秒/年。这一价格水平由独立专家开发的方法论确定，反映了服务的稀缺性和系统价值。

以具体案例说明收益潜力：假设一个具备构网功能的电池储能系统，额定功率1兆瓦，过载能力100%，激活时间25秒，则可签约的瞬时备用容量为25兆瓦秒。

若选择优质产品并保持90%可用性，按805欧元/兆瓦秒/年计算，年收益可达20125欧元/兆瓦。由于储能系统可同时提供正负双向备用，实际收益可翻倍至约40000欧元/兆瓦/年。

然而，可用性考核采用追溯机制，无论是否发生实际的频率变化事件，系统必须在整个结算期内保持90%以上的可用性。

低于阈值，将失去全年报酬。这种"全有或全无"的考核方式，对参与者的技术可靠性提出了极高要求。

02.

构网型逆变器成为入场券

并非所有电源都能参与这一高端市场。

德国设置了严格的技术门槛，核心要求是具备"构网能力"（Grid-Forming Capability）。

2024年6月，德国VDE FNN发布了《构网能力技术指南》，2025年5月推出2.0扩展版本，2026年1月23日（市场启动次日）又发布2.1修订版，重点完善了设备认证流程和并网程序。

构网型逆变器与跟网型逆变器的本质区别在于控制逻辑。跟网型逆变器被动跟踪电网电压和频率，而构网型逆变器能够自主建立电压和频率参考，模拟同步发电机的惯量响应特性。

当电网频率出现偏差时，构网型储能系统能够在毫秒级时间内响应，通过快速功率调节抑制频率变化。

这种技术跃迁对设备制造商提出了全新挑战。

目前，仅有限数量的逆变器具备所需的过载能力。市场启动初期，德国首个大型构网型储能项目于2025年10月投运，由Schoenergie开发，Enspired和Entelios优化运营，规模为20兆瓦/55兆瓦时。

从技术参数看，参与者需要关注m系数（惯性参数）的设定。m=1时，系统需提供100%额定功率的备用能力；m=0.3时，要求降至30%。

这种灵活性允许运营商在瞬时备用收益与其他市场收益之间进行权衡。

03.

电力市场改革的德国样本

德国瞬时备用市场的启动，是欧洲电力市场一体化进程中的关键节点。

根据欧盟能源监管合作署（ACER）的规划，欧洲正在构建跨境平衡市场平台。德国作为欧洲最大的电力市场，其制度创新具有强烈的示范效应。

从全球视角看，德国模式与英国、澳大利亚等先行市场形成有趣对比。

英国辅助服务市场已被储能深度渗透，价格持续承压；澳大利亚则采用强制性惯量要求与市场机制并行的双轨制。德国选择了一条中间道路：通过长期固定价格合同（2-10年）降低投资者风险，同时保留未来向更市场化机制过渡的空间。

对中国等正在建设电力现货市场和辅助服务市场的新兴经济体，德国经验提供了多重启示。

第一，辅助服务市场的产品设计需要精细化，通过差异化可用性要求实现资源的优化配置，而非简单的"一刀切"竞价。

第二，技术标准的先行确立是市场顺利运行的前提。VDE FNN的构网能力指南为市场准入提供了清晰指引，避免了"先乱后治"的被动局面。

第三，固定价格机制在新兴市场初期有助于降低参与者的不确定性，但需设计合理的退坡机制（degression component），激励早期参与者并推动成本下降。

第四，储能参与辅助服务市场的价值需要被充分认可，但也需要防范过度依赖单一收入来源的风险，通过跨市场优化实现价值最大化。

04.

从制度创新到技术革命

尽管瞬时备用市场的启动意义重大，但前方道路仍充满挑战。

供给能力建设是首要瓶颈。根据德国2025年系统稳定性报告，到2030年各控制区的瞬时备用需求仍然可观，且随着煤电退出加速，需求可能进一步增长。

然而，具备构网能力的储能系统目前仍是稀缺资源，从设备制造到并网认证的全链条能力建设需要时间。

价格机制的可持续性存疑。目前的固定价格基于独立专家开发的方法论确定，但缺乏市场竞争发现价格的机制。2027年7月，TSO将公布2028-2029年的新价格水平。

未来是否引入拍卖机制，如何在激励投资与控制成本之间取得平衡，是政策制定者面临的难题。

更深层次的挑战在于电力系统惯量的系统性替代。瞬时备用只是第一道防线，其后续的一次调频（FCR）、二次调频（aFRR）等服务也需要相应的制度安排。

德国正在构建的"惯量服务体系"，包括瞬时备用、FCR、aFRR等层级化产品，为全球高比例可再生能源电力系统提供了可资借鉴的框架。

瞬时备用市场的意义或许超越了单纯的经济激励。它标志着电力系统从"同步机主导"向"逆变器主导"的转变，是能源转型从"量"的积累迈向"质"的飞跃的关键标志。

当构网型储能、虚拟电厂、可再生能源电站能够像传统电厂一样提供系统支撑服务时，100%可再生能源电力系统的愿景将不再遥远。

2026年1月22日，这个看似普通的日期，将被记入全球能源转型的史册。

在德国，毫秒级的技术响应与制度创新的结合，正在书写电力市场改革的新篇章。

对于全球能源从业者而言，这不仅是一个市场的启动，更是一个信号：在通往碳中和的道路上，每一毫秒的稳定都值得被珍视，每一份系统价值都值得被定价。