翻译 | 崔凯翔
编辑 | 蔡译萱
10月6日，加州独立系统调度运营商（CAISO）、加州公用事业委员会（CPUC）、加州能源委员会（CEC）三大能源机构联合公布了加州8月中旬停电事件初步分析报告。报告指出，加州遭遇近20年来首次连续性停电，根本原因是三家机构在制定能源规划时没有考虑到气候变化，也没有安排好合适的电源在日落后保持供电。
2020年8月14至19日，持续高温天气席卷美国西部地区。持续的极端高温天气令加州用电需求激增，导致电力需求超过正常水平。面对陡增的用电需求，加州电网不堪重负，出现轮流断电，超过200万加州居民体验了一把“水深火热”的8月。
轮流停电事故发生后，加州州长Gavin Newsom公开致信加州独立系统运营商（CAISO）、加州公共公用事业委员会（CPUC）、加州能源委员会（CEC），要求三大能源机构立即采取行动，尽量减少持续极端高温天气对电力运行的影响，并对现有的电力需求预测方法和电力资源保障进行全面审查。eo对这份加州停电的官方解读做了归纳、摘要，服务读者。
多重因素导致了8月14和15日停电事件
报告指出，此次轮流断电并非是单一因素造成的，而是多重因素造成的。
首先是气候变化引发的席卷美国西部的极端高温风暴，导致电力需求超过了现有的电力资源规划。现有的电力资源规划并不能完全解决像8月中旬这样的极端高温风暴下的电力需求。
加州和美国西部其他地区在8月14日至8月19日期间遭遇了一场极端高温风暴。在此期间，加州经历了自1985年以来8月最热5天中的4天。其中8月14日是历史上八月里第三热的一天，8月15日是历史上最热的一天。此外，这场热浪横扫了美国整个西部地区，而加州有很大一部分电力供应依赖美国西部地区的电力进口。
图1 1985至2020年各年8月日气温分布图
据加州能源委员会分析，8月高温是35年一遇的天气事件。此外，新冠肺炎肆虐导致电力需求模式快速变化，这一变化是难以预料的。能源市场可以帮助弥补计划和实时状况之间的差距，但这场席卷美国西部的热浪限制了能源市场的能力。
诱发停电的第二个主因是加州能源规划的不当。目前，加州电力系统正由天然气向太阳能、风力发电等“清洁”能源转型，但能源规划目标无法满足激增的用电需求。这使得电力平衡供需变得更具挑战性，极端高温天气又加剧了这些挑战。
总之，州机构未能对这类高温事件进行充分的计划，也未能指导电力供应商保障足够的电力供应，以满足晚上太阳能光伏不能出力时的需要。
通常情况下，发电容量充裕性机制（RA，resource adequacy）是围绕单一的电力需求高峰设计的，也就是说，在出现负荷高峰时，需要有足够的电力容量可用。然而，随着近年来太阳能等在电力供应中比例的增加，情况已不再如此。仅要求发电容量充裕性满足高峰负荷已不合时宜，目前需要其能够满足白天中多个关键时间点的负荷。例如净负荷（Net Demand）高峰，（净负荷是可再生能源范围内预期负荷和预期发电量之间的差额），通常日落之后，光伏发电系统输出电力减少，整个电网在夜间形成电力净负荷高峰，呈现鸭子曲线（duck curve）。
尽管发电容量充裕性供应机制应该全天候地满足负荷需求，但是，净负荷高峰却最难攻坚。随着不同能源品种的发展，其他关键时刻的电网需求可能会在不同时间，季节或条件中显现出来。
图2为8月14和15日的负荷峰值和净负荷峰值对比。8月14日，下午6时51分的净负荷高峰为42237 MW，比下午4时56分的负荷峰值低4565 MW，而同期风能和太阳能发电量减少了5431 MW。负荷曲线（蓝色）和净负荷曲线（橙色）之间的差异在中午（大约上午10点到下午4点）最大，此时可再生能源发电量最高。
可以看出，轮流断电与净负荷峰值曲线高度吻合。在8月14日下午6:51的净负荷高峰之前，CAISO宣布了第三阶段紧急状态。同样，8月15日6点26分的净负荷高峰两分钟之后，也就是下午6点28分，第三阶段紧急情况随之而来。
图2 8月14日和15日的需求峰值和净需求峰值对比图
图3为8月14日各发电资源在净负荷高峰期间三个不同时间段的表现。其中，1400—2000MW的气电被迫中断，主要原因是极端高温与缺电造成的。此外，还有400MW属于计划停电的气电机组缺口没有其他可替代电源。
而从美国西部地区其他州进口的外来电量，也比8月份资源充裕度所规定的电量少约330兆瓦，分析显示，这可能是由于太平洋西北部的输电限制所致，因为在整个8月份，CAISO系统上游的一条主要输电线路由于天气原因被迫中断，从而降低了加州俄勒冈州互连输电线路(COI)的传输能力，这一阻塞致使CAISO的传输能力降低约650兆瓦。也因此，CAISO从西部平衡市场进口的实际电量低于其在资源充裕度供应计划中所要求的进口电量。
图3 8月14日18:51实际电力需求和各资源发电量
水电的发电量与8月净合格容量(net qualifying capacity NQC，即RA要求的装机容量)一致，而根据RA合同竞标的水电装机容量仅相当于8月份RA所要求的90%。但是，实时发电量可能高于或低于这一数值。因此，发电充裕性供应计划中机组的实际发电量可能与CAISO所收到的报告数值有出入。
从太阳能发电和风电来看，8月14日和15日，净负荷高峰期间的实际发电能力分别减少了1200MW(40%)和1000MW(35%)。其中风电在8月14和15日净负荷高峰期间的实际发电量分别减少了640MW(57%)和230MW(20%)。
第三个主要原因是日前市场的一些市场规则加剧了电源的供应紧张。
8月14日和15日，CAISO电网的紧张状况本应得到缓解，但一些电力市场的设计规则似乎导致电网无法获得额外电源。主要原因包括：调度人员对日前市场的需求安排不足；集中竞价掩盖了供应紧张的情况；以及剩余机组组合（RUC）在市场中配置不合理等原因。
图7所示。在净负荷高峰期间，8月14日和15日的调度缺口分别为1792兆瓦和3219兆瓦。调度调度协调员对负荷的预测和调度安排不足，对电力运行产生了不利影响，即没有建立适当的电能量市场来反映电力的实际需求。
图7 实际负荷、CAISO负荷预测、负荷竞价的比较
此外，加州电力市场的日前和实时市场中的集中竞价机制也在一定程度上推波助澜。在正常情况下，当电力供应充足时，集中竞价对次日负荷和电源平衡方面发挥着重要作用。而当电力供应不足时，这种机制的内部相互作用反而会影响正常的电源供应能力。
同时，加州日前市场由三个连续运行的市场流程组成，包括市场力缓解（Market Power Mitigation，MPM）、统一远期市场（Integrated Forward Market，IFM）和剩余机组组合（Residual Unit Commitment，RUC）三个环节。其中，剩余机组组合流程指定了第二天所需的额外发电机组，要求其必须准备好发电。在分析8月14日的事件后，监管机构发现现行的市场设计反而导致CAISO在剩余机组组合这一环节掩盖了负荷调度不足的情况，发出的市场信号支持更多电力出口，导致实际供需状况继续偏离市场和紧急情况电力需求。
为缓解8月电力供应紧张所采取的行动
虽然8月14和15日是本初步分析报告的主要焦点，但由于这两天发生了轮番停电，如不采取行动，预计8月17至19日的供应短缺情况会严重得多。加州系统运营商主要采取了倡导节约用电、提高环保意识、减小电量需求、增加电源供应能力等手段来保障8月17至8月19日的电力供应。
针对停电试件提出的初步建议
报告还对加州电源规划、采购和市场实践方面的近期和长期改进提供了建议。这些行动旨在确保加州能够持续、加速向可靠、清洁和负担得起的能源系统的过渡。建议立即采取以下行动，以确保2021年及以后的电力供应的可靠性：
更新电力资源和可靠性规划目标，以更好地考虑：
a.热浪和其他由气候变化引起的极端事件；
b.转变电源组合，确保加州在电网需求激增的关键时刻也能满足清洁能源目标；
确保加州目前正在建设的发电和储能项目在预定的运行日期前完成；
加快电力监管和采购流程，以运行到2021年可以上线的额外电源。还可以补充已经在建的电源；
协调CPUC管辖之外的电源采购；
提升CAISO的市场运营水平，确保能够准确反映实际的供求平衡并满足在电力紧张条件下的用电需求。
参考链接：
http://www.caiso.com/Documents/Preliminary-Root-Cause-Analysis-Rotating-Outages-August-2020.pdf
专有名词表：
Resource=电源
RA，resource adequacy=发电容量充裕性
Net Demand=净负荷，not “净需求”
Convergence Bidding=集中竞价
能源生产=发电能力
欠调度=调度缺口
bid in demand=负荷竞价
Residual Unit Commitment=剩余机组组合
Storage=储能
