美国储能部署需要突破批发市场规则的抑制

电力18讯：

根据储能监测机构调查，美国2018年的储能项目部署激增，装机容量总量达到338MW，到2023年将增长到3.9GW，其中大部分都是电网侧公用事业规模的储能项目。

 这种指数式增长受到地方法令和监管行动（特别是在加利福尼亚州）的推动，但只限于为三分之二的美国电力消费者提供服务的垂直整合公用事业公司。尽管储能系统对电网具有更大的价值，但它并未在批发市场取得成功。

造成这种不匹配可以用两个单词来解释：规则和收入。批发市场规则主要关注传统资产，限制储能系统推广其所有潜在服务，从而限制储能系统在批发市场的收入流。

而美国联邦能源监管委员会（FERC）认识到了这些障碍，并发布了第841号命令，以刺激储能系统进入批发市场。在2018年底，美国联邦能源监管委员会（FERC）监管的独立系统运营商（ISO）回应了他们的实施计划。

美国储能协会对这些提案进行了概述，通过可能对收入流产生影响的意见提供了有用的见解。

*主题和数字对应于第841号命令的布局。绿色：可能合规；黄色：可能不合规；红色：不合规。

储能系统可以通过三种方式在有组织的电力市场中产生收入：平台、产品和发薪日。由于不同的储能项目以不同的方式利用这些潜在的收入来源，因此第841号命令的实施计划将对它们产生不同的影响。

平台：最好的布置计划

独立系统运营商（ISO）进行规划，以提高电力可靠性或市场效率，并且将储能系统视为一种提高可靠性的低成本、替代输电的替代方案。

举个例子：电网中相对孤立的区域必须计划在高峰需求期间不再采用电网或本地发电厂的电力。住宅用户储能系统可以在紧急情况下承载本地电网的工作负载，而不会增加输电或本地发电的成本。该项目可以在服务成本的基础上建立和支付，由监管机构批准的输电费用提供资金。

这里的储能系统起着与输电线路相同的作用，通过将剩余能量转移到受限区域，从而降低价格。这是美国联邦能源监管委员会（FERC）1000号指令愿景的一部分，该愿景要求区域输电运营商在规划过程中考虑“非输电替代方案”。

但是根据了解，目前在任何ISO领域内的FERC1000号指令订单招标中，只有一个储能-输电经济项目，该项目在巴尔的摩附近的PJM电网上实施。 PJM互联公司对该项目进行了评估，但发现它没有达到所要求的成本效益阈值，最终没有将其纳入电网运营商的区域输电扩展计划。

独立系统运营商（ISO）对于为这些项目提供资金犹豫不决，因为虽然“可靠性”储能项目与确定其用途的电网风险有关，但储能-输电经济项目需要独立系统运营商（ISO指示何时购买和出售电力。这可能会挑战独立系统运营商（ISO）市场独立性，因为独立系统运营商（ISO）调度储能系统总是会影响价格，这可能使它们看起来像自我交易的市场参与者。

然而，独立系统运营商（ISO）控制输电的电力流量肯定会影响电价。当独立系统运营商（ISO）提出输电方案以缓解高需求区域的拥堵（从而降低电价）时，本地发电商将会抱怨损失收入。

在这些情况下，通过将透明的成本效益分析和受安全约束的经济调度与金融输电权相结合，保持了独立系统运营商（ISO）的独立性。金融输电权是保证输电线路公平运行的标准方法，并通过仲裁差价来分配收入。市场可以根据透明优化的方式调度储能系统，并将金融存储权分配给支付储能系统费用的企业。就像输电一样，储能系统将成为“开放的接入服务”，使消费者受益。

虽然独立系统运营商（ISO）不愿意通过输电接入费用来为储能服务支付费用，而是被动地将储能系统并入电网，但有些独立系统运营商（ISO）已经接受储能系统以提供诸如快速频率响应、容量或调节等固定服务。

但是，在电池和其他清洁技术（如可再生能源）改变储能市场游戏规则的情况下，技术中立性可能无法实现。841号命令旨在推开这扇市场的大门，但其实施的计划仍有许多不足之处。

 

 从理论上来说，将储能部署到技术中立的产品中应该很简单。但储能资源是有限的，它们必须充电，并且可能完全由电力电子设备驱动。

这些差异意味着现有的市场产品不适合储能系统。虽然大多数参与者通常仅为其收入的一小部分提供辅助服务，但专用于单一服务（例如监管）的储能项目可能会通过简单的规则更改来颠覆其整个业务模型。

储能属性在市场中并不总是受到重视。例如储能项目可以快速改变电力输出，减少空气污染，模块化的快速部署速度。这些属性为电网提供了经济效益，但需要修改电力市场规则，以便正确评估。电池储能系统和天然气调峰发电厂之间标准等效性似乎需要1:4的功率比（例如部署1MW/4MWh电池储能系统）。 

 

高峰期间4小时储能系统对加州净负荷影响

然而，将电池按其他技术进行定义并不一定具有经济效益，这是因为一些峰值需求可能持续时间更长，一些可能更为分散，另一些发电资源的经济性将会随着时间变化。电池的最高价值应用可能涉及包括不同功率比的产品组合。

2011年加利福尼亚州增加峰值需求减少信贷作为储能容量的函数

通过渴望技术中立的产品满足电网需求来收集储能收入总是取决于细则。作为大多数市场的新竞争者，储能系统（尤其是电池储能系统）并不总能确保规则正确地评估服务。

PJM公司采用了将储能系统结合到其容量性能模型中的方法。该公司提出储能系统只有在能够提供10小时储能时间的情况下才有资格获得容量支付，这严重影响了电池储能系统的经济性，即使它可以在较短的时间内提供急需的容量。

通过直接在能源市场上竞争，储能资源可以避免进入错误的投资。那么还有什么可能比套利更简单？ - 低买高卖

不幸的是，当今的市场并没有以这种方式提供足够的收入。加利福尼亚州的CAISO和德克萨斯州的ERCOT这两个具有最高市场峰值的独立系统运营商（ISO）的每日批发电价的低买高卖（没有往返损失）的年收入不足以支付成本，但接近垂直公用事业的电力价格。

越接近实时储能，功率比越高，套利收入就越多，即使能源套利收入足以支持储能投资，当今的市场仍然存在一些障碍。在美国储能协会对841号命令参与模式、投标参数和收费管理合规计划的分析中，几乎所有的独立系统运营商（ISO）都未能完全遵守。

当今的储能机会，未来的能源系统颠覆者

储能技术已经从未来的清洁技术跃升为当今的监管议程驱动因素之一，但该行业的真正潜力尚未被挖掘，特别是在多个价值流中。

储能项目非常适合访问多个价值流。明智的储能运营商会在竞标到辅助监管市场之间进行切换，以获得最大的收入潜力。但841号命令的合规性建议使这种类型的转换成为了问题。

与许多领先的独立系统运营商（ISO）一样，新英格兰地区独立系统运营商ISO-NE也对能源和辅助市场进行了联合优化，避免了参与资源的需求，以确定他们应该在哪个市场上竞标，以获得最佳收益。

这些类型的问题说明了颠覆性储能系统对现有市场范例的影响。随着越来越多的储能项目上线运营，独立系统运营商（ISO）必须通过新规则和市场结构发展，以适应储能技术的潜力。此外，需要更好地实施美国联邦能源监管委员会（FERC）的第841号命令，以最大化当今电力消费者的利益。

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