数字储能网讯：北欧是全球可再生能源应用最广泛的地区，其总装机容量约为150～200吉瓦，可再生能源占比超过70%，以水电、风电和生物质能为主。为应对高比例可再生能源接入电网对灵活调频的需求，北欧电力系统逐步实现了从传统人工调度向算法化、自动化运行的转型。其中，自动化手动频率恢复备用能量调用管理机制（mFRR EAM）的实施以及15分钟结算周期的引入，成为推动这一转型的关键创新。

这些改革显著提升了电力系统的响应速度与市场运行效率，但也引发了市场稳定性与公平性之间的冲突。在自动化算法的驱动下，不同指令之间甚至出现相互覆盖的“左右互搏”现象，导致市场出清价不仅频繁跌入负值区间，也时常突然暴涨，使得平衡成本从原先每兆瓦时约1欧元大幅攀升至5～6欧元。与此同时，储能设备和擅长高频交易的市场主体凭借算法优势获取超额收益，而中小型光伏与分布式发电企业则面临收益空间持续被挤压的困境，市场公平性受到严峻挑战。

若此类问题未能妥善解决，将不利于北欧电力系统进一步融入欧洲统一电力市场。

当前，我国正加速推动电力市场化改革，以更好地服务于能源结构绿色低碳转型，特别是可再生能源装机规模持续快速增长。截至2025年7月，全国可再生能源装机容量已占总装机容量的59.2%，电力系统清洁化水平显著提升。在这一背景下，电网作为电力输送与消纳的核心枢纽，亟需加快向智能化、高灵活性方向升级，以适应可再生能源大规模、高比例接入带来的波动性与复杂性挑战。

本文通过概述北欧电力市场及其实时平衡市场中自动化调频改革的成效，继而分析将调频服务交由算法自动执行所带来的弊端，深入探讨此类问题背后的成因，以及北欧所采取的应对策略，结合我国电力市场建设的实际，提出在推广自动化调频、推进结算周期改革和加强算法治理方面的相关政策建议与风险防范措施。

北欧电力市场与实时平衡市场

自动化调频改革成果

北欧电力市场是欧洲一体化程度最高的区域性电力市场，其核心区域涵盖挪威、瑞典、丹麦、芬兰和冰岛，并通过跨国输电线路与德国、波兰、荷兰等欧洲大陆国家互联，形成统一的电力系统。该体系的核心优势在于资源互补：挪威的水电在丰水期可用于出口，瑞典的核电提供稳定的基荷电力，而丹麦的风电则作为间歇性清洁能源接入系统。通过电网互联，这些差异化资源实现了跨区域优化配置，有效缓解了季节性波动带来的影响。

当前，北欧电力现货市场由日前市场、日内市场与平衡市场三部分构成，辅以金融衍生品市场和双边合同市场，形成了覆盖电力交易全周期的完整体系。其中，平衡市场作为系统实时运行前的最后一道关口，承担着维持实时功率平衡与运行稳定的关键作用。随着可再生能源渗透率的不断提高，电网运行对快速调节能力的需求日益增强。为此，北欧持续推进平衡市场的自动化改革，重点提升手动频率恢复备用（mFRR）的调用效率。mFRR原本是在系统频率偏离50赫兹时由人工激活的备用服务，主要用于处理实际负荷与预测之间的偏差，以恢复系统平衡。改革后，北欧电力市场引入了一种以15分钟为颗粒度的自动化交易机制。该机制通过自动优化函数匹配电力供需，并综合考虑跨区输电能力等网络约束条件及其他物理运行参数，从而实现对交易计划的动态优化。在此基础上，mFRR可在几分钟内完成响应，有效应对日内用电高峰或季节性波动引发的突变负荷，通过自动平衡机制提升电网稳定性。这一调整不仅增强了系统对风电、光伏等间歇性可再生能源出力波动的吸纳能力，也促使输电系统运营商（如Statnett、Energinet等）更频繁、更精准地执行平衡操作，进而助力整个电力系统向高比例可再生能源转型。市场机制的优化同时拓展了小型发电商的套利与服务提供空间。储能等灵活资源能够在价格波动中捕捉机会，促进自身快速发展，进而增强电网稳定性。此外，平衡市场准入门槛明显降低，拓宽了平衡市场的参与主体范围，资源持续供应时间由60分钟减至15分钟，最小投标规模由5兆瓦降为1兆瓦。这使得电池储能等灵活资源能够大规模进入市场，而参与者的增多提升了流动性，不仅平抑了价格波动，也通过促进竞争降低了系统的整体平衡成本。

北欧实时平衡市场自动化调频改革

引发市场稳定性与公平性冲突

自动化调频改革因其算法逻辑与既有市场规则存在结构性错配，不仅加剧了市场波动，更可能会影响市场参与者的公平参与，最终损害了整体市场效率与公平性。

成本飙升与价格极端波动影响市场稳定性

首先，自动化调频改革在提升响应效率的同时，也引发了平衡市场成本的显著上升与价格的剧烈波动。整个区域内的平衡市场价格波动性急剧增强。例如，2025年3月4日，在北欧地区推出mFRR EAM系统后，瑞典三个竞价区域的不平衡电价在多个高峰时段一度触及2000欧元/兆瓦时。随后在3月6日，丹麦DK1区域的不平衡电价更是飙升至近5000欧元/兆瓦时，并持续长达1小时，创下近年来的最高纪录。这种剧烈的价格波动不仅导致市场参与者的收益难以预测，还直接推高了系统的整体平衡成本。利润率的大幅波动严重挤压了缺乏风险对冲能力的小型发电商的生存空间，致使北欧地区已出现一波发电商为求自保而被迫减产的浪潮。而这种成本与价格的异常波动与自动化算法的运作特性密切相关。在市场引入自动化算法进行高频次出清后，多个输电系统运营商的算法可能对微小的频率偏差产生趋同的过度反应。例如，2025年3月9日，由于容量输入错误，SE3、SE4和DK2区域报告的电价一度达到-10000欧元/兆瓦时，而经重新计算后，实际价格应为-500欧元/兆瓦时。这种算法行为的同质化可能导致调节指令在短时间内集中释放，引发大量购入或抛售平衡资源，形成类似于系统内部“左右互搏”的现象，迅速耗尽市场流动性并将价格推至非理性的极端值。

其次，北欧电力市场作为一个高度一体化的区域性市场，其关键电力辅助服务mFRR的价格波动，可通过统一市场机制产生跨境传导效应。具体而言，当某一区域（如瑞典）因本地可再生能源（例如风电）出力突然下降而导致平衡资源紧张时，系统运营商除了调用本地资源外，还可借助统一的mFRR EAM机制或利用跨国输电线路，从挪威、丹麦等其他地区获取平衡能力。其结果是，若某一国家（如瑞典）因调用mFRR等平衡服务而产生较高成本，该成本信号将通过统一的不平衡价格机制，传递至包括挪威、丹麦、芬兰在内的所有北欧国家的平衡责任方，从而实现区域范围内的成本分摊与传导。这一机制在提升资源配置效率的同时，也使得原本局部的市场价格波动扩展为区域性现象。

信息不对称和市场集中影响市场公平性

首先，北欧电力市场自动化调频改革在提升运行效率的同时，也因信息不对称和市场集中度的上升，对市场公平性构成了挑战。市场数据透明度不足及预测难度加大，影响了所有参与主体尤其是中小企业的有效决策。新的平衡市场清算方法本身已增加了价格预测的复杂性，而北欧输电系统运营商（TSO）数据发布的延迟，以及长期存在的不平衡价格信息不对称问题，进一步限制了资源有限、更依赖公开数据的小型参与者的应对能力。

其次，自动化市场在设计上天然倾向于技术先进的灵活性资源，这在一定程度上形成了技术壁垒，并加剧了市场集中度。随着交易频率的大幅提升与时间尺度的日益精细化，市场竞争的底层逻辑已被重构。自动化调频市场尤其青睐像大型电池储能系统和聚合型虚拟电厂（VPP）这类具有毫秒级响应能力和高精度调节能力的资产。这些新兴主体凭借其技术优势，在算法驱动的市场中能够更有效地捕捉套利机会。

第三，市场的高门槛还体现在对参与者综合能力要求的显著提升上。随着北欧电力市场日益一体化与自动化运行，市场主体需要从单一功能角色向跨市场、跨区域运营的综合性能源服务商转型。参与者不仅需配备具备毫秒级响应能力的硬件设施，还必须构建高度智能化的交易平台。这类平台通常集成人工智能驱动的报价引擎，能够实现高频价格预测与自动化决策，并确保从指令下发到最终执行的全程延迟严格符合严苛的技术要求。例如，快速频率响应（FFR）要求在0.7秒内完成最大功率响应，而且15分钟结算周期的全面推行，要求企业必须能够协同参与日前、日内、实时平衡及各类辅助服务市场，并制定复杂的资产组合与风险对冲策略。

北欧经验以及对我国的启示

北欧经验

北欧地区为应对自动化调频改革引发的市场稳定性和公平性挑战，形成了系统化的对策方案。

第一，构建多元化、精细化的平衡资源体系，并引入手动储备作为自动化调节的补充。 面对自动化调频引发的价格波动，北欧输电系统运营商积极优化平衡资源组合。例如，瑞典输电系统运营商Svenska Kraftnät计划新增700兆瓦的mFRR，旨在为极端价格波动提供缓冲，这是对自动化调频市场的一种有效补充和校正。同时，北欧电力市场设计了多品种、多时间尺度的平衡产品（如快速频率响应、调频容量等），以满足系统对不同响应速度的需求。

第二，强化市场透明度与数字化工具应用，提升市场主体决策与风险应对能力。北欧电力市场始终秉持“公开透明、简单易行”的设计理念，不仅全面发布市场信息，还通过紧急市场信息系统（UMMS）确保所有成员能够同步获取影响市场价格的关键信息。在此基础之上，部分发电商进一步引入人工智能技术，开发出全新的基本面模型和精度更高的天气预报系统。这些工具为市场参与者提供了更接近实时的决策支持，有助于更准确地预测市场失衡、降低运营风险并把握市场机遇。

第三，推动区域市场整合与交易机制优化，促进平衡资源高效配置。北欧电力市场通过建立共同能源激活机制，实现了对手动频率恢复储备的统一采购，从而优化了可用平衡资源的使用效率，有助于降低系统整体平衡成本。

对我国的启示

基于北欧经验并结合中国实际，为适应新能源高比例渗透的发展趋势，我国在建设全国统一电力市场过程中应重点推进以下三方面工作：

第一，稳健推进自动化调频市场建设，促进多元化调节资源公平参与。应借鉴陕西、湖北等地的调频市场规则，明确将独立储能、虚拟电厂等新型主体纳入调频服务提供范围，并设定合理的准入标准和中标容量上限。例如，陕西规定新型主体中标容量之和不超过系统调频容量需求值的35%；湖北、江西、重庆等地则设定了调频里程申报价格的上下限，分别为15元/兆瓦和6元/兆瓦，以维护市场多样性和公平性。同时，应建立科学的调频性能评价体系，例如，华中市场要求综合调频性能指标K值不低于0.6，并推行“按效果付费”的机制，激励市场主体提升调节质量。此外，需关注算法可能引发的市场力集中风险，建立相应的价格监测与干预机制。

第二，深化结算周期改革，优化结算模式以精准传导价格信号。可参考北欧电力市场实施的15分钟结算周期经验，推动我国电力市场逐步推广更短周期结算机制，使市场价格更准确地反映实时供需变化。在结算方式上，应推动由“差量结算”向“差价结算”转变，以清晰传导现货价格信号，并降低新能源企业的偏差考核风险。同时，借鉴北欧市场的成熟做法，建立健全保证金和结算担保品制度，要求市场主体提供履约保函等担保措施，有效防范结算风险。

第三，加强算法治理与配套机制建设，保障市场公平与系统长期可靠性。应提升市场算法模型的可解释性，并建立动态调整机制。为避免新能源高渗透率下传统机组固定成本无法回收、影响系统长期可靠性的问题，可参考辽宁电力市场改革中“完善发电侧容量补偿机制”的经验，通过成本调查，对煤电、新型储能等提供的系统容量按其实际贡献给予合理补偿。同时，建立健全公平的成本分摊机制，确保调频等辅助服务费用由受益方共同承担。