高驰：容量补偿机制设计思路探讨

容量补偿机制设计思路探讨

——以需求侧资源提供容量为例

（来源：中能传媒研究院 作者：高驰 睿博能源智库）

2023年11月，国家发展改革委和国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确为适应煤电功能加快转型需要，决定自2024年1月1日起，将煤电单一制电价调整为两部制电价，补偿实行全国统一标准，即每年每千瓦330元，补偿的力度为固定成本的30%至50%。目前，各地相继出台煤电容量补偿机制。

煤电容量电价机制出台的一大冀望是通过稳定煤电企业的收益预期，进而助益系统可靠性。然而，若要电力系统在确保可靠运行的同时，向着更加经济、环保的大方向前进，那么评估采购容量的流程就需要进一步改进。

我国个别地区在改进容量补偿机制方面获得了可观的进展。2023年，广东省发布的市场化需求响应实施细则中，详细规定了直控型可调节负荷竞争性配置交易（直控式需求响应）应如何进行，为需求响应资源参与容量市场作出了表率。同年，国家能源局西北监管局发布的《西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿）》也提到，允许储能及需求侧资源参与容量市场。

需求侧资源在我国已有长足发展。近年来，深圳、冀北和上海等地试点了具有一定规模的需求端资源聚合平台（虚拟电厂），验证了技术上的可行性并探索了市场实践。同时，国家政策也为需求侧资源的加速发展提供了关键助力。国家发展改革委等六部门联合发布的《电力需求侧管理办法（2023年版）》要求，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%～5%，并进一步提出支持符合要求的需求响应主体参与容量市场交易或纳入容量补偿范围。2024年初，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出，到2027年需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上。

那么，为何要将需求响应纳入容量补偿范围？又该如何具体实施？本文通过深挖容量这一概念的核心逻辑，结合美国新英格兰地区独立系统运营商ISO-NE公司的案例，阐释需求侧资源参与容量市场的方式，并由点及面，就我国容量补偿机制的完善及优化提供新思路。

一、理顺容量概念的逻辑

何为系统容量？系统容量其实是一个在直觉上看似容易理解，但细想却难以捉摸的概念。首先，系统容量不完全等同于发电厂的标定容量。以燃气发电厂为例，2021年，美国得克萨斯州发生大规模停电事故，其中一个重要原因就是大规模天然气机组的下线，低温导致大约20吉瓦的天然气发电机组无法发电，在电力系统最需要容量的时候反而无法提供容量。换言之，一个标定容量为200兆瓦的天然气机组并不能保证其在系统最需要的时段就能够满负荷地提供200兆瓦的电力。因此，可以将容量重新定义为：某一电力资源在系统需要时段能为系统保持供给与需求平衡所提供的贡献值。

这个定义虽然较为精准、全面，但也让量化容量的工作变得较为复杂。在这个定义下，一项电力资源的系统容量已不由其自身决定，而是由电力系统内的资源配置，包括每一时刻的天气、负荷、甚至是突发的发电设备或是输电线故障等种种情况共同决定。按照这个逻辑，衡量一项电力资源的系统容量贡献值就需要对电力系统未来可能面临的紧张时段有所预判，并且依此来判定该资源在紧张时段能为系统提供多少电力。

该定义挑战了容量这个词的固有概念。不仅传统火电这样的发电侧资源可以提供系统容量，凡是在系统需要的时候能够做出贡献的资源，都可以提供一定的容量价值。例如，风电、光伏等可再生资源，以及包括能效资源和需求响应资源在内的需求侧资源，都可以在一定时间内提供容量。不同之处在于发电侧资源是靠发电来为电网作出贡献，而需求侧资源是靠调节负荷曲线的形状来为电网作贡献。具体而言，需求侧资源可以在系统高峰期削减或是推迟电力需求，甚至是在系统发电过剩时增加电力需求。

二、需求侧资源提供系统容量的特点

本文中所提及的需求侧资源主要是指用户端资源的总和，主要包括需求响应、分布式资源、能效以及分布式储能。这一概念和虚拟电厂一词有许多重叠之处。严格意义上说，虚拟电厂侧重于强调聚合分散资源，是需求侧资源的一个重要分支和组织方式。不过，不论聚合与否，需求侧资源都可以提供绝大多数传统电厂所能够提供的服务，例如电量、调频、应急、以及容量服务。

需求侧资源所能够提供的系统容量，能像传统发电厂一样靠谱吗？许多人的固有印象是，传统发电厂都是可调度的资源，电网调度一声令下就可以快速反应；而需求侧资源则需要许多用户积极配合，而且电力需求的弹性也有限。怎么能确保在系统需要的时候，需求侧资源能够及时顶上呢？事实上，能够观测到的结果和这一固有印象恰恰相反——位于美国东北部的ISO-NE电力市场已采用需求侧资源作为容量资源，该区域市场在2023年统计了近五年需求侧资源的表现，发现在系统对容量资源有需求的时段内，需求侧资源的停运率只有4.0%，低于发电侧资源的6.4%。

除了运行可靠外，与传统资源相比，需求侧资源还有许多独特之处。第一，在“双碳”背景下，电力系统加速减碳势在必行，而需求侧资源在提供系统容量时不会产生新的碳排放。需求侧资源主要是通过重塑电力需求曲线来缓解电网的压力，甚至能效类需求侧资源还可以达到长期减碳的效果。第二，需求侧资源在提供各项服务时不会给电力输配系统造成更多压力，而发电侧资源系统贡献的一个局限，在于电必须要通过输配电系统才能够被运送至负荷中心。一旦关键输配管线出现阻塞，即使发电资源仍有出力空间，也无法将所需电力送达，而需求侧资源的容量贡献主要是通过直接削减电力需求达成，并不受电网阻塞的影响。第三，比起专门为迎峰而建设的发电资源，需求侧资源往往更加经济，相比利用率较高的基荷负荷，迎峰发电资源通常发电小时数较少，导致大部分成本回收无法通过出售电力来完成，也正因如此才要靠容量价格回收成本，最终导致迎峰发电资源的容量成本格外高，而需求侧资源提供的容量就可以避免或是减少这些迎峰发电资源的建设，大幅降低容量成本，从而降低电力系统的总成本和电力用户需要支付的电费。

三、主动需求侧资源参与容量市场的机制

美国新英格兰地区独立系统运营商ISO-NE公司，是主管区域电力市场及区域电网调度的组织，负责美国东北部六州的区域电网的调度及市场运营。该区域电网中的容量采购主要依靠容量市场完成。广义上说，容量市场的运行可以分为两步：第一，ISO-NE根据区域内的负荷情况、已有容量、种种可能存在的随机故障风险等因素，通过建模仿真计算出要达到目标系统可靠度（通常会设置为十年中仅有一天有停电事故）各区域内所需要的系统容量总量。第二，ISO-NE会在容量市场中面向所有可提供系统容量的资源提前三年公开采购容量，直到达成目标容量总量。提前三年采购容量主要是考虑到项目投建周期的长度，项目从容量市场中获得的资金可以成为融资的一部分。

需求侧资源，以能否被调度为划分依据，大致可以分为被动和主动两种。被动需求侧资源主要包括能效（例如提高建筑的隔热性能）、分布式资源等可以永久性地减少负荷的资源；主动需求侧资源则是指根据市场价格和调度信号在短期内重塑用电曲线的资源，主要包括负荷削减、自备发电机、自备储能等。本文详细介绍主动需求侧资源提供系统容量的机制。

主动需求侧资源通过四步参与容量市场：

1.递交相关资料

主要目的是让ISO-NE搜集容量市场运行的必要信息，并且通过审查初步筛选出合格的项目。其中，一些比较重要的信息包括：关键路径进度计划（Critical Path Schedule），即项目关键节点的预计完成日期，例如许可证审批，项目融资，重大工地建设，主要设备交付及测试、调试、商业运营起始及停止提供容量服务的日期，以及相关项目融资的计划；测量及验证计划，包括容量削减的预估值、负荷基线以及具体的负荷削减将如何测量。ISO-NE提供了一些官方测量及验证计划准则，供申请人选择。ISO-NE会根据已报信息做初步分析，以确保该资源在当前的电力系统内可以提供期许的容量贡献。经审批合格的企业将获得参与容量市场的资格。

如何测量一个需求侧资源的实际负荷削减？

需求侧资源参与任何市场都绕不开对该资源负荷削减的实际测算，而测算工作的第一步就是测算该资源负荷的基线，亦即在没有下达调度负荷削减指令的情况下原本的负荷曲线。

在ISO-NE中，负荷基线的测算大致分为两步：

第一步，计算平均负荷基线，即计算出每一时刻中，与当前测算日负荷特征相似的最近十天的负荷的平均值。例如，假设当前基线测算日是工作日，就要找出距当前最近的十个工作日，再叠合这十条负荷曲线，取平均值，以计算每一时段负荷的平均值。周末、节假日基线测算的思路也大致相同。

第二步，根据当天的实际情况，来调整平均负荷基线的起始点。首先，调度指令下达前15分钟这一时段会被设置为负荷参考时段。再以负荷参考时段为基准点，调整第一步得出平均负荷基线。具体而言，是先计算出在符合参考时段中当天负荷与负荷基线的差值，再根据这个差值上下平移第一步中得出的平均负荷基线，在当天负荷曲线的基础上接入平均负荷基线。这一设计主要是为了平衡当天负荷的独特性和历史负荷的普遍性。考虑到特殊因素（例如天气）都会影响当天该负荷的资源曲线。

一旦当天的调整负荷基线计算完成，负荷削减的计算也就很简单了：从调度指令下达的那一刻起，计算每一时段中实际负荷和调整后基线之差，就可以得出这次调度中需求资源的实际削减量。

2.容量市场参与

ISO-NE首先需要通过系统充足性规划来确定目标所需的季度容量总量。为了能够模拟系统实际运行时的容量需求，ISO-NE采用了更加复杂的GE MARS（General Electric Multi-Area Reliability Simulation Model）电力系统仿真模型，该模型囊括了当前系统已有的电力资源以及负荷，同时考虑了许多随机事件（例如机组故障），以此模拟全年每个小时电力系统的运行情况，以及保证一定电力可靠性水平所需的容量总量。

ISO-NE在明确了三年后需要的容量之后将举办容量拍卖，有资格参与容量市场的电力资源会进行多轮竞价，直到采购容量达到所需容量总量区间之内。所有报价在最终出清价以下的资源都会从容量市场中得到补偿，并需要承担三年后标的容量季度的容量供应义务（capacity supply obligation）。参与容量市场的资源不仅包括传统火电资源，也包括能效资源、储能、抽水蓄能、集中式和分布式光伏及风电、外来电以及需求响应资源。在2024年容量市场的出清结果中，ISO-NE出清后新增的容量（排除掉外来电）约为1400兆瓦，而需求侧资源的容量就占到了1085兆瓦。其中，上述几类非常规火电资源的总和占到了系统容量总量的18%，并且在近几年呈上升趋势，其中，仅能效和需求响应资源就占到了8%左右。即使有越来越多的非常规火电资源成为容量提供者，美国的许多容量市场还是有一些准入规则上的障碍，导致需求侧资源无法公平地与火电竞争。

3.测试

若在容量季度来临时主动需求侧资源有容量供应义务，那么该资源需要进行测试，以确保其申报的容量可以达标。之所以会区分季节，是因为冬天和夏天两季用户的负荷特性有所不同，因此可以削减的容量弹性和数值也有一定差异。测试流程大致分为以下三步：

（1）需求侧资源向ISO-NE申请测试；

（2）ISO-NE在五个工作日内，在未提前通知的情况下，向需求资源发布调度指令；

（3）需求资源在接到调度指令后开始削减负荷。待削减爬坡完成后，负荷要保持至少一个小时的持续负荷削减，该小时的负荷削减会成为测试评价的主要依据，测试结果会直接影响该资源在容量市场中可以投标的最大容量值。

测试结束后，需求侧资源运营商未来一季度可以在容量市场中投标的总容量（qualified capacity），也会根据其拥有的所有需求侧资源的测试结果进行上调或下调。值得注意的是，该测试和调整投标容量的流程面向所有可调度的容量资源。

4.容量交付

凡是获得容量补偿的需求响应资源都需要承担容量供应义务，在三年后的容量目标季度中有义务参与电能量日前市场和实时电能量市场，并随时准备调度，以此为系统提供容量市场出清时所承诺的容量。在容量市场之外，需求响应资源还可以在日前市场和实时电能量市场中获得补偿。除此之外，ISO-NE还采用了“绩效问责制”（pay for performance）的市场设计。所谓的绩效付费，是一种在系统紧张（例如备用容量告急）的情况下通过额外注入补偿资金以鼓励所有可用资源全力提供容量的设计。但若是该资源有容量供应义务，那么唯有超出容量供应义务的部分会获得补偿，而未达到容量供应义务的容量缺口，则会受到惩罚，将惩罚金额转让给在系统紧张时提供容量的电力资源。

四、对我国设计容量补偿机制的启发

ISO-NE的例子绝非完美，为更好适应新能源系统的特性，现行规则还有很多待完善之处，比如目前有关于完善不同资源的容量贡献的讨论。但ISO-NE的例子仍为我国完善容量补偿机制提供了一些思路：

一是重新审视“煤电容量论”。实际上，并非只有煤电才可以提供系统所需容量。凡是能够在系统紧张时出力的资源，都可以为系统提供容量。除火电外，储能、能效、光伏及风能以及需求响应都可以为系统提供必要的容量，并且这些资源往往可以用更清洁、经济的手段来达成同等的容量需求。

二是量化容量目标并有针对性地采购容量。容量采购需要建立在资源充裕度分析的基础上，并且容量采购的过程需要尽快通过竞争市场完成。没有任何一个电力系统可以达到100%可靠，因此要测算可接受的电力可靠度的系统所需容量。容量采买或退役都必须服务于所需容量区间，防止出现过度激励和激励不足。避免“一刀切”式的全面成本回收，尤其是针对不经济和高排放的煤电机组。

三是建立一套通用的容量贡献评价与采买标准。虽然本文主要是以需求响应为例，但上述参与容量市场的流程通用于所有其他资源。需求响应有一些资源特性较为独特，但评价其容量贡献的整体框架是统一而清晰的。容量补偿机制应采取公平的绩效问责制，以统一标准量化每一项电力资源的容量贡献，对在系统紧张时无法提供电力的资源予以相应惩罚，同时要避免在设计市场规则时掺杂对某一类资源先入为主的歧视和偏见。