一、前言

当地时间4月28日中午，西班牙和葡萄牙发生了大规模停电事故，两国多个地区的电力供应中断，此次大停电是近年来欧洲记录到的最严重事件之一。

网上已有不少文章从不同的视角对本次事件进行了分析，但在官方通报正式出来之前，任何事故原因分析均有可能（但不客观）。个人对于本次事件的理解是：高比例可再生能源电力市场环境下，“容量市场”建设的重要性。

二、传统电力系统中的“容量市场”

传统电力系统中其实也有“容量市场”，确切得讲，叫“发电备用容量”。

传统电力系统的发电侧基本以火电、水电等“可控”机组组成，电网调度采用的是“N-1”的事故备用控制策略，即：当系统由N台机组并网运行时，以这N台机组中最大的那台机组容量作为“事故备用容量”的阈值。

假设这N台机组中，最大的那台机组是100万千瓦、且满负荷运行，电网调度就必须考虑“万一这台机组跳闸”后对系统的影响。所以调度必须让其它部分机组不能带满负荷，以“凑”出100万千瓦的“事故备用容量”。这些机组由于没有“满负荷”运行，其实发功率和额定功率之间的差值就叫“旋转备用容量”（这很好理解：这些机组其实还是在转动发电的，只是没带满负荷而已，所以叫“旋转备用容量”）。万一那台100万千瓦的机组真的跳闸了，这些“旋转备用机组”就需要根据调度的指令，快速将发电出力升至额定负荷，以弥补跳闸机组的“功率缺口”。

“旋转备用”属于《两个细则》考核中的重要内容之一，在电力计划经济时代，属于电源侧的零和博弈；进入电力市场经济时代，主要通过辅助服务市场进行成本疏导。

三、高比例可再生能源下电力市场的尴尬现实

高比例可再生能源，意味着电源侧发生了较大变化，但电网安全运行的底层逻辑没有变化，“N-1”的事故备用控制策略依然有效。同时，“N-1”的事故备用控制策略在新形势下将面临巨大挑战。

首先，N-1中的这个“1”如何界定？大家知道，风光等可再生能源发电是“靠天吃饭”——“阵风”将造成风电的大面积出力突降；“乌云”将造成光伏的大面积出力突降，上述情况是任何精确的天气预报以及功率预测系统所无法预测的，唯一确定的就是“随机性”。

其次，弥补发电出力瞬时缺口的主力还是火电机组，但这些“传统”发电机组在电力市场中，常常由于风光可再生能源发电的“零边际成本”优势，被“挤出”并网运行，这将使电网的事故备用容量严重不足。这也是造成本次西班牙/葡萄牙大停电事件的原因之一。

再次，火电机组的功率“爬坡”能力先天不足。以60万千瓦的某火电机组为例，见下图：即使是从70%负荷升至100%负荷（最常规的“旋转备用容量”），也需要10分钟以上。这里给大家做个简单的科普：火电机组增加负荷并不是汽轮机开大进汽阀这么简单，关键是要靠锅炉增加产汽量——首先是锅炉要加强燃烧，这就好比我们小时候的“煤球炉”、多扔几个煤球进去就能马上把炉子烧旺吗；其次，锅炉加强燃烧后的热量要有效传递给汽水系统，这就好比我们把煤气灶的火力开大、马上就能把水“烧开”吗。

最后，类似电池储能这样的“功率型”储能，确实能提供发电功率的快速“爬坡”能力。但尴尬的是：风光可再生能源发电这种“出力突降”的现象是随机的。谁都无法预测它什么时候来，以及来的时候“威力”有多大。这种情况传递到电网调度层面，就是到底需要给系统准备多少储能和火电机组“备用出力”的现实难题——备多了：意味着整个系统的运行成本增加；备少了：不光是在“押宝”（赌今天风光发电出力突降的概率和威力较小）、同时“备用”辅助服务的提供方也会抱怨（调用次数太少）。

四、高比例可再生能源下“容量市场”的探讨

专业的读者或许会说：笔者上面讲了这么多，其实都是在讲电力“辅助服务市场”的内容。

是的，以上确实都是电力辅助服务市场的内容，正如《电力辅助服务市场基本规则》第3条的规定：电力辅助服务是指为了维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除电能生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务。电力辅助服务市场是指经营主体通过市场化机制提供辅助服务，并基于市场规则获取相应收益的市场运行机制。

但是，电力辅助服务市场提供的仅是辅助服务的“电量价格”形成机制（即：相当于实际发生的），没有提供辅助服务的“容量价格”形成机制（即：虽然没有实际发生，但经营主体确实为提供该服务而增加了“机会成本”）。

电源侧有“两部制电价”：电量电价+容量电价；用电侧有“两部制电价”：电量电价+容/需量电价；辅助服务也应该有“两部制电价”——电量电价（辅助服务市场的内容）+容量电价（容量市场的内容）。

1、“功率型”储能的辅助服务“容量电价”形成依据

电源有“容量电价”（例如灵活性改造后的火电）；长时储能有“容量电价”（现在是抽水蓄能，将来储能容量时长超过4小时的各种新型储能大概率也能享受到），但短时储能（例如电池储能）“容量电价”的依据从何而来呢？

个人认为：是“爬坡”、“调频”辅助服务的“容量电价”。

“爬坡”、“调频”辅助服务是为系统提供快速（且大体量）的“功率支撑”，以弥补各种“长时储能”功率爬坡能力的先天不足。这在高比例可再生能源电力市场中，主要是为了应付可再生能源大规模出力突降/脱网的危急情况。应对措施包括：电源侧快速增加出力，或者用电侧快速减少负荷、甚至反向给电网供电。

对于后者，虚拟电厂“聚合”充电桩、移动储能的这个“组合”天然具有这方面的优势。

首先，这个“组合”的启发来源于“车网互动”（包括V1G有序充电、V2G电动车反馈电网），但“车网互动”最大的致命伤在于电动车的“随机性”，进而成为了虚拟电厂“聚合”效果的随机性。但把电动车换成移动储能，将大大增加“聚合”效果的确定性。

其次，“车网互动”的副作用在于会造成部分配电线路的“峰上加峰”，而移动储能通过灵活的空间响应能力，专“挑”那些“晒太阳、数星星”的闲置充电桩及配电线路进行“爬坡”、“调频”辅助服务的响应，将大大降低配网的运行压力。

再次，移动储能的容量至少比电动车（哪怕是电动重卡）高一个数量级，且采用储能专用电池（循环寿命更长、服务成本更低）。

因此，需求侧“爬坡”、“调频”辅助服务的提供方，除了应该享受到辅助服务的“电量价格”，还应能享受到辅助服务的“容量价格”（以摊销其相关成本）。对于后者，需要在“容量市场”机制设计中予以考虑。

2、容量市场不能光考虑“发电容量”，还要考虑“输电容量”

由于思维惯性，国内外学术界对于“容量市场”的设计还停留在传统电力系统关于“发电备用容量”的考量上。而新型电力系统，发/用两侧日益呈现出“随机性、间歇性、波动性”的特点——对于发电侧，分布式新能源的接入问题正日益成为社会痛点；对于用电侧，电动车大规模接入配网充电问题正日益成为社会痛点。本质上，都是对配电线路“临时增容”的迫切需求。

因此，新型电力系统容量市场的规则设计中，因考虑“输电容量”的市场规则和价格机制设计。

笔者在以前的文章中，曾经描述过：极端高温期间，移动储能在轻/重载线路之间进行电能量“摆渡”；极端灾害性气候期间，移动储能进行“离网型”供电任务；配电台区检修期间，“平替”移动电源车等应用场景，无不是电网输电“无线路”增容方案的现实应用。

曾有国内的高校基于电动大巴进行受灾害性气候影响后的配电网事故恢复的模拟仿真，得出“电动大巴将大大缩短配网事故恢复时间”的结论，是“兼顾配网韧性和经济性”的潜在性解决方案。移动储能相较于电动大巴，属于“职业选手”，因此更有可能成为构建“兼顾配网韧性和经济性”的系统解决方案。

正如电力用户采购电能，除了需要支付电能量费用外、还需要支付容/需量电费。电网等配网运营商，采购配网“临时增容”服务时，同样需要“电量电费+容量电费”的市场规则设计。

五、结语

根据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的市场原则：

电力辅助服务中的“调峰、备用”服务（本质上属于长时储能的主要服务产品）在容量市场上已有相关成本的摊销渠道，那么“爬坡、调频”服务（本质上属于短时储能的主要服务产品）在容量市场上也应该有相应的成本摊销渠道。

为确保电网的“长期可靠性”（这是容量市场的设计初衷），容量市场不能光考虑“发电容量”，还应该要有“输电容量”的市场规则和机制设计。

【转自公众号：波波兔的公众号】