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近两年，北美电力可靠性委员会（NERC）和美国电网运营商们多次警告，称可调度机组（煤电、气电机组）的持续退役将导致电力短缺，特别是极端天气下缺电风险将大大增加。

美国能源信息署（EIA）的数据显示，2011年以来美国有约130吉瓦的燃煤机组退役，根据电网运营商的计划，到2030年还将退役近81吉瓦的燃煤机组。

2023年5月，美国环保署（EPA）发布针对化石燃料电厂的碳排放限制要求。EPA预计，拟议的减排新规将使另外13吉瓦燃煤机组在2030年退役，届时美国燃煤机组装机容量将减至72吉瓦，其中9吉瓦的燃煤机组将配套使用碳捕捉及封存技术（CCS）。（注：2023年美国燃煤机组装机容量约为188吉瓦。）

在化石燃料机组持续退役时，EPA的减排提案再度引发可靠性争议。美国电力行业的代表们指责提案过于激进，高估了氢能等减排技术的发展，同时提醒EPA，如果化石燃料机组退役太快，加上CCS技术和氢能技术无法跟进，电网可靠性将受到威胁。

EPA的拟议提案是否考虑了电网可靠性？拟议提案欠缺了什么？在中长期规划中纳入系统可靠性标准有哪些难点？

资源充足未必系统可靠

EPA在拟议提案序言中称，提案考虑了资源充足性和电网可靠性，并称减排提案能让电力公司和电网运营商保持电力系统可靠性。

EPA认为，资源充足性是指系统能提供足够的发电资源，以满足每个电力区域的预估负荷和备用要求；运行可靠性则是指向负荷提供电力的能力，以使整个电网保持稳定。

这种说法与北美电力可靠性委员会（NERC）对可靠性的定义一致，都意味着可靠性包含的内容比资源充足性更广。

那么，拟议提案考虑了哪些影响可靠性的因素？据一位从事电力系统规划研究的专家介绍，EPA采用综合规划模型（Integrated Planning Model, IPM）作为分析工具，来分析环境政策对电力行业的潜在影响。

他表示，在可靠性上IPM模型大致考虑了三方面，首先是发电容量充裕性（Resource Adequacy），从长期规划的角度保证各区域的功率平衡；其次是辅助服务中的运行备用（Operating Reserve）；另外就是采用N-1原则保障输电容量的充足。

具体来看，容量充裕性着眼于发电资源的中长期规划。《南方能源观察》（Energy Observer，以下简称“eo”）此前曾报道过，NERC会定期给功率平衡责任主体（Balancing Authorities，BA）下发计划备用指标（Planning Reserve），系统运营商会进行负荷预测，演算出未来1—3年的“备用裕度”（Reserve Margin）及“容量裕度”（Capacity Margin）。PJM这样的系统运营商会把演算指标设计为容量市场标的（演算结果通常与NERC的计划指标有少许出入），以此为依据代表用户购买发电容量，保证未来负荷高峰时段有足够的发电容量满足系统需求。

IPM模型考虑的另一个指标是运行备用。与我国现在的辅助服务市场类似，在美国，辅助服务产品大致分为调频和运行备用。调频用于应对瞬时故障等异常情况；运行备用通常是指事故备用，分为旋转备用（Spinning Reserve）和非旋转备用（Non-Spinning Reserve），是为了应对系统出现一些预期之外的变化（如某些机组突然出现故障无法出力）而预留的发电空间。

旋转备用和非旋转备用响应系统需求的速度有所不同。其中，旋转备用通常是由已经与系统同步可以迅速做出反应的机组提供。非旋转备用是由虽然不与系统同步但可以很快启动然后做出反应的机组提供。这些可靠性服务可在辅助服务市场采购。

对于输电可靠性的保障，IPM采用N-1情景，即任何一条主要输电断面的主要输电线路中断，系统仍然可以维持对终端用户的正常供电。

根据模型，IPM预测了未来可能要新建的发电机组和输电线路的选址和容量，确保每个电力区域有足够的发电和输电容量。其分析结果显示，EPA提出的规则对电力行业的影响“适度且可控”。

不过，该专家告诉eo，IPM模型实际上仅分析了发电和输电的容量充足性，对其他支持电力系统可靠性的服务未充分考虑。根据NERC对电力系统可靠性的要求，发电机组要能够提供电压控制、频率支持和爬坡能力作为基本可靠性服务，以保障电网安全稳定运行。如果缺少这些服务作为支撑，电网就无法可靠运行。

除上述基本的可靠性服务，其他服务如燃油、燃气的供应保证、最短停机时间、是否四季皆可用、机组运行时间限制、黑启动、灵活性等对于电网的可靠运行也起到重要作用。但EPA的模型中未包含对这些服务的分析。

IPM模型为何“失真”？

据前述专家介绍，美国的法律规定，EPA制定电力相关的大气污染防治法规时，必须配套一组经济分析模型，证明该法规造成的经济影响可承受。本次配套应用的IPM规划模型，是由ICF国际咨询公司设计开发，曾应用于美国多项排放法案（如2014年的清洁能源计划草案的经济建模），至今已迭代至第六版。根据经济学理论，规划模型在完全市场竞争等条件下等价于均衡模型，可以用来模拟市场行为。由于大气污染防治政策可以方便地加入电力规划模型中进行仿真，因此后者多被用于分析政策对电力系统或市场的影响。

“新能源大规模并网后，不仅是IPM模型，其他很多模型对可靠性问题的模拟都存在失真，给规划模型提出了挑战。”他指出。

在美国，随着新能源渗透率的不断提高，电力系统惯量支撑力度弱、出力不确定性强、频率调节能力差、爬坡不确定性增大，多个区域电网的系统可靠性风险日益增大。

据介绍，频率稳定性通过系统惯性（Inertia）和调频辅助服务容量维持。惯性通常由同步发电机提供，会对系统变化产生阻力，降低频率变化速度，稳定电网。频率偏离50/60赫兹，自动发电控制（AGC）将调用调频辅助服务预留的备用容量，将频率调回正常值。不同于传统发电同步机，风电光伏等新能源机组通过电力电子设备接入电网，现有的技术尚无法提供电网运行所需的惯性，加之新能源会挤压传统发电机组生存空间，导致系统惯性越来越少，调频需求进一步增加。

前述专家指出，目前学界对于中长期规划中的系统惯量研究和仿真正在进行，新能源大规模并网后需要多少惯量才能满足系统需求等一些关键问题尚无明确的答案。

从更高维度来说，电力系统的暂态稳定性较难在规划中考虑。暂态稳定性是电力系统在运行中承受故障扰动的能力，即各同步发电机保持同步运行并过渡到新的稳定运行状态或恢复到原来运行状态的能力。“维持系统暂态的稳定有其自身的评价体系，但规划模型通常考虑的是系统中长期的平稳状态。”他表示。

目前，业界已在尝试将暂态稳定性纳入电力可靠性的中长期规划，对现有模型进行升级迭代，但整体上非常难以模拟，这也是IPM模型最缺乏的可靠性指标。

此外，相关从业人员表示，IPM模型并未考虑爬坡灵活性（Ramping Flexibility）。爬坡灵活性是衡量系统是否具有快速响应有功变化能力的重要指标，灵活性强的机组能对供需变化或者意外事件做出快速响应。目前，业内对爬坡灵活性已经有相对成熟的模拟方法。而IPM模型仅考虑了发电机组的启停，选取的典型小时数的时序并不连续，缺乏对爬坡灵活性的分析模拟。

在高比例新能源电力系统中，备用容量、惯性、电压支撑和快速爬坡等可靠性服务对可再生能源并网依然至关重要。上述可靠性服务往往由煤电、气电等大容量机组提供，而如果这些化石燃料机组退役过快，加之低碳、灵活、可靠的技术无法跟进，将对电力系统稳定性产生不利影响。

截至目前，针对EPA的拟议提案，美国电力行业已向EPA建议修改模型，将系统稳定性、可靠性纳入规划中考量，并保留一定数量的化石燃料机组作为保底机组，避免因减排技术不到位或机组退役过快，影响电力系统可靠性。