一天傍晚，我沿着一条小路散步，一边是城市，一边是峡湾。我感到疲惫不堪，身体也不舒服。我停下脚步，眺望峡湾——夕阳西下，云朵染成了血红色。我感觉到一声尖叫划破自然；我仿佛听到了这声尖叫。我把这幅画画了出来，把云朵画得像鲜血一样。色彩在尖叫。这幅画就成了《呐喊》

来源：https://en.wikipedia.org/wiki/The_Scream

《容量机制与长时储能：能源转型后尾部风险如何改变电力市场的资源配置能力》的进一步完善。

高比例风电、光伏、短时储能和电气化负荷进入系统以后，电力系统面对的真实商品、真实风险和真实偏好都发生了变化。传统电力市场主要围绕某一时点、某一地点的一兆瓦时电能进行交易；能源转型以后，系统更需要回答在连续低风低光、负荷偏高、输电受限、短时储能耗尽、可调度资源不足的状态下，谁能够持续供电，谁承担可靠性责任，谁为被避免的停电风险付费。

资源充裕性不再只是普通电量问题，而是一个更复杂的福利经济学问题。它在现实中或潜在的制度设计中至少同时具有三重属性：在商品定义上，它是状态依存商品；在价格形成上，它依赖市场学习和价格发现；在福利属性上，它具有公共品和外部性特征。容量机制和长时储能之所以在能源转型后反复成为制度设计讨论的核心议题，不是因为短期电能价格失去意义，而是因为低频、高损失、强相关的尾部风险很难仅靠普通现货价格转化为稳定、可信、可融资的长期投资收入。

首先将公共可靠性作为分析的起点。电力系统可靠性一旦提高，受益者往往是同一系统中的全体用户。系统不断电、频率稳定、极端状态下仍能供电，这些结果具有共同消费和难以排他的特征。一个用户很难只购买“自己所在系统更可靠一点”而不让同一区域其他用户同时受益；一个可靠性资源投运后降低系统失负荷概率，也通常同时降低所有用户面对的停电风险。因此，资源充裕性不是先作为普通商品被市场交易、再偶然带有公共品色彩，而是从一开始就具有公共可靠性属性。

公共品问题的核心在于，单个用户的支付意愿不能自然代表整个系统的社会价值。普通电能可以按用户实际用量计量和收费，但资源充裕性带来的停电风险下降很难按照每个用户真实边际受益精确分摊。用户有动机低报自己的可靠性偏好，希望由其他用户支付可靠性成本，而自己共享更高系统可靠性。这就是可靠性领域的搭便车问题。Samuelson 关于公共支出的经典理论已经说明，公共品的有效供给不能只看某一个人的边际支付意愿，而要看所有受益者边际收益的合计是否足以覆盖社会边际成本[5]。

在阿罗—德布鲁的一般均衡框架中，不确定性可以通过状态依存商品处理。所谓状态依存商品，是指同一种物理交付在不同未来状态下并不是同一种经济商品。对电力系统而言，风光出力正常、负荷平稳、输电通畅时的一兆瓦时，与连续低风低光、负荷高峰、输电受限、短时储能耗尽时的一兆瓦时，具有不同的稀缺性、可靠性价值和系统意义。后者不仅是电能，更包含尾部状态下的持续供给能力。

一个完整定义的电力商品不应只是“某时某地的一兆瓦时电能”，还应包含状态、持续时长和可靠性质量。它应说明电力在什么未来状态下交付，在什么时间和地点交付，能够持续多久，以什么可靠性质量履约。普通状态下的电量、极端状态下的可用容量、连续短缺状态下的可交付能量，都是不同的经济对象。Debreu 对商品按时间、地点和状态完整定义的思想，以及 Arrow 对证券和状态风险配置的分析，都为这一理解提供了理论基础[2][3]。

价格在这一框架中不是一个简单数字，而是支撑消费者选择、企业生产和资源配置的边界。消费者面对价格和预算约束，在可负担的消费组合中选择最优方案；企业面对价格和技术约束，在可行生产集合中选择利润最大化方案。若商品空间定义充分，价格体系完整，技术集合和偏好关系满足适当条件，价格可以支撑分散决策，并把个人选择与社会资源约束连接起来[1]。

电力市场的困难在于，现实系统并不完全满足这种理想条件。启停成本、最小出力、最小开停机时间、储能荷电状态、网络安全约束和备用要求都会引入非凸性，使单一线性价格难以完全支撑企业的生产决策。即使短期节点价格能够表达某一时点、某一地点的边际稀缺，也未必能够完整表达未来尾部状态下的可靠性责任、持续交付能力和公共风险削减价值。这正是电力市场需要启动补偿、辅助服务、容量机制、可靠性合约和长期风险分担机制的重要原因。

能源转型以后，这一问题进一步放大。高比例风电和光伏使供给侧更依赖天气状态，储能使生产能力同时受到功率、能量容量、效率、寿命和荷电状态约束，输电能力受空间潮流和网络约束影响，需求侧偏好也从单纯电量扩展到可靠性、清洁性、时间匹配性和极端状态下的持续供电能力。理论上，这些属性都可以被定义为状态依存商品；现实中，市场未必有足够厚度、足够样本和足够风险暴露来形成对应价格。

市场学习的困难尤其重要。市场价格并不是一次性知道所有真实风险，而是在反复交易、报价、出清、短缺、过剩和违约中逐步学习。普通状态发生频繁，市场较容易通过日常价格形成稳定判断；尾部状态发生低频，可能多年甚至数十年才充分暴露一次，市场主体即使知道这类风险存在，也难以仅凭日常现货价格形成稳定、可信、可融资的尾部可靠性价格。Radner 关于序贯市场中计划、价格和价格预期的分析，已经说明跨时段市场并不只是当前交易问题，更依赖共同价格预期和未来状态判断[4]。

这可以解释为什么能源转型后的可靠性风险具有“灾前低估、灾后重估”的特征。连续多年没有出现严重复合短缺事件，并不意味着尾部风险消失。低频风险本来就可能长期不出现，但一旦出现，其对系统、社会和市场预期的冲击很大。市场在平稳时期可能逐步下调风险判断，在一次极端事件后又迅速上调风险判断。这种学习过程并非不理性，而是低频高损失事件的统计特征决定了后验判断很难快速收敛[9]。

用贝叶斯语言说，市场主体和系统规划者并不知道真实的尾部风险参数，只能根据历史天气、负荷、风光出力、机组停运、输电约束、储能状态、短缺事件和价格数据不断更新判断。问题在于，能源转型中的未来系统不是过去系统的简单延续。旧系统中的历史样本来自较高比例可调度电源、较强燃料冗余和较低天气相关性的结构；新系统可能具有更高比例可变可再生能源、更强电气化负荷、更高数据中心用电需求和更复杂的跨区输电约束。旧系统多年安全运行，不能直接外推为新系统尾部风险很低。

因此，长时储能和容量机制的价值，不能只用日常价格价差解释。长时储能的价值往往不来自每天反复发生的低买高卖，而来自连续低风低光状态下对未供电量的减少。容量机制的价值也不只是给发电资源增加一笔收入，而是把未来高风险状态下的可用能力、履约责任和系统充裕性价值制度化。二者看似分属技术和市场机制，实质上都指向同一个经济学问题：尾部可靠性价值具有社会意义，但普通现货市场难以把它充分转化为私人投资收入。

这里必须区分相关性和因果性。观察到“长时低风低光时系统短缺风险上升”，只能说明某些状态之间存在关联；观察到“储能多的系统短缺少”，也不能直接证明储能因果性地降低了短缺。严谨的判断必须比较同一系统在相同负荷、气象、输电、调度规则和可靠性标准下，有某类资源与没有某类资源时的结果差异。长时储能或容量资源的经济价值，来自其相对于无资源反事实状态减少了多少期望未供电量，而不是来自它与短缺状态在统计上的简单共现。

从福利经济学看，可靠性资源的社会价值等于它降低失负荷风险所避免的社会损失。若某一资源能够在尾部状态下减少未供电量，它就创造了社会价值。问题在于，被避免的停电并不会自然形成市场结算收入。停电没有发生，社会损失被避免，用户获得了可靠性收益；可是这种收益分散在全体用户身上，且很难精确计量到每个主体，资源所有者未必能够从市场中获得与其社会贡献相匹配的收入。

这就是“缺失收入”和“缺失市场”的实质。缺失收入不是说某个资源一定应该获得更多补贴，而是说它的社会风险削减价值没有被完整转化为可结算现金流。缺失市场也不是说市场毫无作用，而是说普通现货市场只交易了一部分商品属性，没有完整交易尾部状态下的可用能力、持续能量、可靠性质量和公共风险削减。Newbery 对缺失收入和缺失市场的讨论提醒我们，容量机制回应的确实是可靠性收入缺口，但机制设计本身也可能造成过度采购、成本转嫁和激励扭曲[8]。

容量机制可以理解为制度层面对这一缺口的回应。它把“未来高风险时段可用的能力”从普通电能商品中剥离出来，形成单独采购、考核和补偿的可靠性商品。传统电能市场主要按实际生产的兆瓦时付费，容量机制则为未来可用能力付费。其基本逻辑不是奖励发电量，而是购买在系统紧张状态下可被调用、可履约、可承担可靠性责任的能力。Joskow 对容量支付的分析指出，仅靠能量市场可能无法在多种不完全性下提供满足可靠性偏好的最小成本容量组合；Joskow 与 Tirole 也从价格不敏感负荷、系统应急协议和可靠性投资角度分析了竞争性电力市场与可靠性之间的制度张力[6][7]。

容量机制的关键不在于简单购买更多兆瓦，而在于可靠性商品定义是否准确。传统容量机制容易围绕峰值负荷时段的可用容量展开，但能源转型后的可靠性风险不只是单小时高峰问题，而是连续低风低光、负荷偏高、输电受限和短时储能耗尽共同出现的复合状态。某个资源在普通高峰小时具有功率能力，并不意味着它能够在连续多日低风低光状态中持续履约。因此，未来容量机制需要更重视持续时长、状态相关可用性、有效负荷承载能力和极端天气下的实际表现。

长时储能则是物理层面对同一问题的回应。短时电池主要服务于日内平衡、频率调节和短周期波动；长时储能面对的是连续低风低光状态下的跨时段能量搬运和尾部保险。它的价值不仅取决于某一小时能否放电，还取决于若干小时甚至若干天之后是否仍有可交付能量。因此，长时储能不是普通套利资产，而是嵌入系统结构、尾部风险和资源充裕性约束中的可靠性资源。

近期关于欧洲可再生能源干旱的研究指出，长时间风光低出力会显著影响长时储能的运行方式和投资需求[10]。关于零排放电力系统中长时储能价值的研究也表明，长时储能价值取决于电源组合、输电扩张、储能成本、持续时长和政策约束，而不是由单一技术参数决定[11]。这说明长时储能的价值必须放在系统结构和反事实可靠性贡献中评估，不能只看日常现货价差。

容量机制和长时储能在本质上相通，但不属于同一层次问题。容量机制强调未来高风险时段是否有足够可用能力，通常以兆瓦为核心计量单位；长时储能强调连续短缺状态下是否有足够可持续交付能量，必须同时考虑兆瓦、兆瓦时和持续时长。能源转型以后，仅仅购买容量可能不够，因为短时资源在某个高峰小时具有放电功率，并不等于它能够在连续多日低风低光状态中持续供能。反过来，仅仅鼓励储能套利也不够，因为长时储能的主要社会价值可能集中在低频尾部状态，日常价格价差未必足以支持投资。

这正是长时储能可以嵌入容量机制的地方。长时储能需要稳定收入，容量机制需要更精确的可靠性商品定义。如果容量市场能够把连续若干小时或若干天的可交付能量纳入容量信用、履约考核和违约惩罚，长时储能就不再只是普通套利资产，而可以成为资源充裕性产品的供给者。反过来，如果容量机制仍停留在传统峰值容量逻辑，没有识别连续能源短缺风险，它也难以解决能源转型后的可靠性问题。

从市场设计角度看，真正需要扩展的是商品定义本身。电力不只是某时某地的能量，还包括未来高风险状态下的可用容量、持续能量、响应速度、地理位置、气候相关性和系统承压时的履约能力。短期现货市场可以表达运行时点的边际稀缺，但它很难独自表达未来尾部状态下的可靠性责任。国际能源署《Electricity 2026》对电力需求增长、发电结构变化、电网约束和灵活性需求上升的分析，也表明电力系统需要的不只是低边际成本电量，还包括高风险状态下能够实际响应的容量、能量、备用、需求弹性和网络支撑[12]。

因此，未来电力市场改革不能只围绕“提高现货价格波动”或“扩大峰谷价差”展开。峰谷价差可以支持短时灵活性，但长时储能面对的是持续状态下的能量充裕性。高峰价格可以表达短时稀缺，但容量机制面对的是未来高风险时段的可用能力。若市场商品仍停留在普通兆瓦时和简单兆瓦容量层面，能源转型后的可靠性价值就会被压缩在不完整的商品空间中。

容量机制也不能被简单理解为补贴。严肃的容量机制必须回答几个基础问题：它购买的究竟是什么可靠性商品，容量信用如何反映不同资源在不同状态下的真实贡献，履约责任如何约束资源行为，违约惩罚是否足以防止虚假可用性，成本如何在受益用户之间分摊，机制是否压制了真实短期稀缺价格。若这些问题处理不好，容量机制可能造成过度采购、成本转嫁和资源错配。若这些问题处理得当，容量机制可以把尾部可靠性价值转化为可融资的长期收入，并与短期现货价格共同支撑资源配置。

从福利经济学角度看，容量机制和长时储能不是市场之外的例外，而是市场商品空间不完备时的制度和技术修正。短期现货市场负责运行效率，容量机制负责资源充裕性，长时储能提供跨时段尾部能量保险，可靠性期权和长期合约则把尾部风险转化为可结算责任。它们的目标不是替代价格，而是扩展价格能够表达的对象。市场真正需要的不只是更高价格，而是更完整的商品、更清晰的责任、更可信的履约和更合理的成本分摊。

能源转型使市场需要处理的商品和风险变得更复杂。短期电能市场仍然是电力系统运行效率的基础，但它难以单独承担长期尾部可靠性资源配置功能。容量机制和长时储能之所以同时变得重要，是因为二者分别从制度和技术两个层面回应同一个难题：在低频、高损失、强相关的尾部状态下，社会需要的可靠性价值难以通过普通现货价格自动转化为私人投资收入。电力市场改革真正需要完成的工作，是把尾部风险下的可靠性价值转化为清晰的商品、可信的合约、严格的履约责任和可融资的收入，同时把公共可靠性的成本分摊安排在制度上说清楚。

参考文献

[1] Mas-Colell, A., Whinston, M. D., Green, J. R. Microeconomic Theory. Oxford University Press, 1995.[2] Debreu, G. Theory of Value: An Axiomatic Analysis of Economic Equilibrium. Yale University Press, 1959.[3] Arrow, K. J. “The Role of Securities in the Optimal Allocation of Risk-bearing.” Review of Economic Studies, 1964, 31(2): 91-96.[4] Radner, R. “Existence of Equilibrium of Plans, Prices, and Price Expectations in a Sequence of Markets.” Econometrica, 1972, 40(2): 289-303.[5] Samuelson, P. A. “The Pure Theory of Public Expenditure.” Review of Economics and Statistics, 1954, 36(4): 387-389.[6] Joskow, P. L. “Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design.” Utilities Policy, 2008, 16(3): 159-170.[7] Joskow, P. L., Tirole, J. “Reliability and Competitive Electricity Markets.” RAND Journal of Economics, 2007, 38(1): 60-84.[8] Newbery, D. M. “Missing money and missing markets: Reliability, capacity auctions and interconnectors.” Energy Policy, 2016, 94: 401-410.[9] DeGroot, M. H. Optimal Statistical Decisions. McGraw-Hill, 1970.[10] Kittel, M., Roth, A., Schill, W.-P. “Long-duration electricity storage needs for coping with Dunkelflaute events in Europe.” Nature Communications, 2026.[11] Staadecker, M., Szinai, J., Sánchez-Pérez, P. A. et al. “The value of long-duration energy storage under various grid conditions in a zero-emissions future.” Nature Communications, 2024.[12] International Energy Agency. Electricity 2026: Analysis and forecast to 2030. IEA, 2026.

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