《Energy Conversion and Management-X》：Flexibility markets in practice: Evidence from El Hierro and an Italian Alpine cooperative grid
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现有研究通常分别考察灵活性市场监管、可再生能源社区参与及储能技术经济性。这种分离使得难以确定市场规则如何在受约束的系统中将技术上可行的灵活性转化为合格且可货币化的服务。本文通过一个统一的评估框架填补了这一空白，该框架将产品规则——包括聚合、基线、激活、结算和位
现有研究通常分别考察灵活性市场监管、可再生能源社区参与及储能技术经济性。这种分离使得难以确定市场规则如何在受约束的系统中将技术上可行的灵活性转化为合格且可货币化的服务。本文通过一个统一的评估框架填补了这一空白，该框架将产品规则——包括聚合、基线、激活、结算和位置要求——映射到运行约束及通用技术与经济指标上。其新颖性在于整合性而非算法性：该框架明确区分了物理灵活性、产品合规灵活性和可货币化灵活性，并在输电与配电导向的尺度上应用相同的评估链。研究考察了两个互补案例：埃尔耶罗岛通过逐时系统指标和透明的风能-抽水蓄能场景筛选，以及CEIS合作社电网通过集中式与分布式电池储能系统（BESS）的技术经济模拟。在原始PROGRESS假设下，3 MW集中式BESS的净现值（NPV）约为388,000欧元，内部收益率（IRR）为6.34%，回收期为7.49年，平准化储能成本（LCOS）为0.077欧元/kWh。计入15欧元/kW-年的固定运维（O&M）费用后，其NPV降至约-149,000欧元；每年约12,500欧元的额外价值流可使其恢复至零NPV。分布式储能提高了本地自消费率并减少了可再生能源外送盈余，但需要更大的额外价值流。对于埃尔耶罗岛，筛选结果表明改善风能-抽水利用率可替代约0.34–1.02 GWh/年的柴油发电量。结果表明，现行安排有利于集中式资产，位置性配电服务需要明确的报酬机制。
**灵活性市场实践研究论文解读**
**一、研究背景与问题提出**
随着可再生电力渗透率的不断提高，电力系统的规划与运行模式正经历深刻变革。发电出力的波动性与空间分散性日益增强，系统运营商需要额外的灵活性资源以维持供需平衡、管理网络约束并保障供电安全。欧洲多项评估表明，新灵活性解决方案，特别是接入配电网的小规模资产，仍面临技术、监管和市场设计层面的多重障碍。这些障碍体现在系统需求难以转化为适当的价格信号和有偿服务，欧洲多个市场负批发电价频发以及阻塞管理成本上升即为明证。在此背景下，可再生能源社区（REC）作为重要的组织形式受到关注，欧盟清洁能源一揽子计划、可再生能源指令（RED II）及内部电力市场指令均逐步认可公民、地方当局和社区在发电、消费、存储、共享和售电中的角色。尽管政策框架已具雏形，REC在实际融入电力和灵活性市场方面仍存在显著的不均衡性。各国实施方式决定了小型异质资源能否真正参与市场化机制，最小投标规模、聚合规则、遥测要求、基线方法、结算程序、惩罚机制及位置约束等要素均可能促进或阻碍REC及其他分布式资源的参与。地理约束系统使这些问题更为突出：岛屿系统中灵活性关乎平衡、备用充裕性、可再生能源整合与有限互联容量下的供电安全；高山及弱网状配电网中，灵活性则常用于管理阻塞、电压约束、反向潮流、季节性需求模式及本地可再生能源盈余。现有文献虽已广泛考察灵活性、储能、聚合和本地能源社区在分散式能源系统中的作用，但市场设计、REC监管、储能运行和本地网络影响多为独立研究主题，较少有研究将国家灵活性市场规则与其在真实约束情境下的运行及技术经济后果明确关联。分布式和社区型灵活性的实际价值不仅取决于资产技术能力，还取决于聚合是否被允许、最小投标规模和遥测要求是否与小规模资产组合兼容、基线与结算程序是否可管理、本地网络约束是否反映在报酬结构中。因此，监管设计、聚合要求、本地电网约束和储能配置对分布式灵活性货币化的综合影响仍认识不足，本研究正是针对这一缺口展开。
**二、研究内容与主要结论**
本研究通过西班牙和意大利两个灵活性框架的比较，结合两个真实受约束系统案例——加那利群岛埃尔耶罗岛电力系统和意大利特伦蒂诺合作社电网试点——进行了系统分析。意大利试点由历史能源合作社Consorzio Elettrico Industriale di Stenico（CEIS）运营，在PROGRESS研究项目框架内完成分析。研究建立了从市场设计变量到模型约束、资格检验和可比关键绩效指标的透明链条，明确区分物理灵活性、产品合规灵活性和可货币化灵活性，并在输电导向和配电导向两种尺度上应用相同的评估链。研究发现：灵活性价值受资产位置、市场准入规则和所获报酬服务类型之间相互作用的强烈塑造。在意大利PROGRESS试点中，同一储能技术——电池储能——因采用集中式公用事业规模资产或分布式电网边缘单元组合的不同部署方式而产生显著不同的结果。在原始PROGRESS假设下，3 MW集中式BESS的NPV约为388,000欧元，IRR为6.34%，回收期7.49年，LCOS为0.077欧元/kWh。计入15欧元/kW-年的固定运维费用后，其NPV降至约-149,000欧元；每年约12,500欧元的额外价值流可恢复零NPV。分布式配置在400 kW至1200 kW之间均低于假设折现率阈值且NPV为负，仅1600 kW聚合配置勉强盈利，NPV约14,000欧元，IRR为3.17%，回收期11.79年。对于埃尔耶罗岛，筛选结果表明提高风能-抽水利用率5%至15%可在简化假设下替代约0.34–1.02 GWh/年的柴油发电量。该论文发表于《Energy Conversion and Management-X》。
**三、主要关键技术方法**
研究人员采用了以下关键技术方法：（1）构建统一评估框架，将市场设计维度映射为模型约束；（2）建立基于优化的决策支持模型，以混合整数线性规划（MILP）形式表述电池储能系统（BESS）运行问题；（3）运用可满足性模理论（SMT）求解器Z3进行优化求解；（4）意大利案例采用CEIS智能电表数据构建负荷与发电曲线，基于3983个M1交换电表和668个M2生产电表的15分钟Chain-2数据，聚合为逐时168点周特征曲线；（5）采用折现现金流分析计算净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、回收期和平准化储能成本（LCOS）；（6）进行确定性敏感性分析和盈亏平衡阈值计算。样本数据来源包括CEIS配电网计量基础设施和埃尔耶罗岛2021–2024年逐时系统历史数据。
**四、研究结果**
**4.1 埃尔耶罗岛系统指标分析**
基于2021–2024年逐时数据集的年度指标显示，埃尔耶罗岛电力需求保持在相对狭窄范围内，约48.35至52.02 GWh，各年峰值需求均低于8 MW。风电是数据集中的主导可再生电源，2021年、2022年和2024年约占年需求的61%–67%，2023年降至约48%。柴油发电在所有年份均保持重要地位，2023年相对贡献最高，约占年需求的66.8%。水储能相关变量表明风-抽水蓄能系统作为灵活性资源发挥着重要作用，整个分析期间净水储能贡献为负，因为抽水消耗超过水力发电，反映了系统的储能充电作用。月度轨迹揭示了这些年度指标背后的季节性和年际变化。基于历史平衡的存储利用筛选表明，改善风能-抽水利用可在4年平均基础上替代0.34–1.02 GWh/年的柴油发电量，柴油减少1.22%–3.66%，可再生占比提高0.68–2.04个百分点。
**4.2 意大利PROGRESS试点经济与技术结果**
PROGRESS试点在CEIS合作社电网中比较了两种BESS部署策略。集中式配置在Ponte Pià水电站/主交换节点安装0.5 MW至3 MW的公用事业规模BESS，主要用于套利、辅助服务收益叠加和系统级灵活性。分布式配置在关键中低压变电站（包括Cares、Fiavè和Vigo Lomaso）安装400 kW至1600 kW聚合容量的多个较小单元，主要用于本地自消费、削峰、电压支撑、减少外送盈余和面向微电网的弹性。经济结果显示明显的规模效应：所有Ponte Pià公用事业规模BESS配置在15年折现现金流模型和3%折现率下均财务可行，3 MW配置表现最佳，拥有最高NPV、最短回收期和最低LCOS。分布式BESS商业案例较弱：400 kW、800 kW和1200 kW聚合容量低于经济可行性阈值，仅1600 kW配置达到正NPV。计入15欧元/kW-年固定运维费用后，集中式3 MW方案的NPV调整为负值。盈亏平衡分析表明，3 MW集中式配置仅需4.16欧元/kW-年的额外年价值即可恢复零NPV，约相当于每年56.7 MWh按220欧元/MWh激活价格计费；1.6 MW分布式组合则需约14.25欧元/kW-年，即每年103.7 MWh。在变电站层面，Fiavè Torbiera和Magazzino Dasindo在100 kW BESS下达到完全本地自消费，Vigo Lomaso Legni在400 kW BESS下达到约95%自消费，Vigo Lomaso在250 kW BESS下达到完全自消费。
**五、讨论与结论**
讨论部分指出，集中式和分布式灵活性提供不同类型的价值流。分布式BESS的主要贡献位于配电网层面，可提高本地自消费、减少峰值注入或提取、支持电压管理和改善本地弹性，但这些服务在当前报酬机制下仅被部分捕获。集中式BESS资产因集中容量、简化遥测和结算、允许套利和辅助服务收入叠加而更好地适应当前市场产品。分布式BESS位于创造配电网价值的位置，但相应服务在报酬方面成熟度较低。对REC和合作社参与的影响方面，聚合既是技术要求也是经济要求，市场产品需反映位置价值，价值叠加至关重要。岛屿与高山约束系统的比较表明，岛屿系统灵活性更紧密关联备用充裕性、平衡、频率稳定性和可再生整合，市场设计应优先保障安全激活和可靠可用性；高山合作社电网案例中，灵活性驱动因素更偏本地化，包括自消费、阻塞缓解、电压支撑、反向潮流缓解和配电网弹性。市场设计建议包括：参与门槛应与服务规模和功能成比例；基线和结算规则应透明、标准化且兼容异构资产组合；本地灵活性产品应明确识别位置和网络支撑价值。研究局限性包括：埃尔耶罗岛通过历史系统指标表征，而CEIS包含详细BESS优化和经济输出，证据基础不对称；市场电价、激活、惩罚和目标权重均为外生设定；馈线级潮流和事故模拟超出当前模型范围。研究结论表明：约束尺度决定哪些服务重要，埃尔耶罗岛需要系统级平衡、储能协调、可再生整合和充裕性，CEIS合作社电网需要可再生盈余的位置性消纳和配电导向灵活性；聚合本身不足，市场准入必须与透明基线、可管理的遥测和结算以及位置服务的明确报酬相结合；3 MW集中式配置在计入15欧元/kW-年固定运维后需约12,500欧元/年的额外价值实现盈亏平衡，1.6 MW分布式组合则需约22,800欧元/年。关于电压支撑、阻塞减少和弹性的主张应在货币化前通过电网模拟加以支持。下一步方法论步骤为完整的时序机组组合和水库优化，结合概率性市场敏感性和馈线级潮流分析。
