美国储能项目可通过三种方式在电力市场中获取收入
光伏产业网讯
发布日期：2018-07-11
核心提示：
2017年的储能总装机容量超过了1000兆瓦时，创历史新高。研究机构预计2018年美国新增的储能容量超过1000兆瓦时，容量规模将增加近一倍，2018年所增加的储能容量相当于前四年增加的储能容量的总和。
美国目前的储能容量正在激增。2017年的储能总装机容量超过了1000兆瓦时，创历史新高。研究机构预计2018年美国新增的储能容量超过1000兆瓦时，容量规模将增加近一倍，2018年所增加的储能容量相当于前四年增加的储能容量的总和。
然而，这种指数性增长主要受到在美国在有组织的电力市场之外运营的垂直一体化公用事业公司的影响，这些公司为美国三分之二的电力消费者提供服务。那么储能系统将如何进入这些市场，并获取收入呢？
储能项目可以通过三种方式在美国有组织的电力市场中获取收入：平台、产品、支付日。然而，不同的储能项目将以不同的方式利用这些潜在的收入来源，投资者需要获得那些能够驾驭复杂且不断变化的监管和市场环境的灵活的开发人员的帮助。
特斯拉、Greensmith和AES公司在四个月内部署了超过70兆瓦的储能系统，以防止类似阿利索峡谷天然气储存设施灾难时发生的电力中断。
以下将对越来越多上线运营的储能系统如何扰乱电力市场进行一下探讨。但首先需要介绍储能项目如何利用美国有组织的电力市场机会的三种方式。
（1）平台：最佳的计划
独立系统运营商（ISO）将经历一个规划过程，以提高可靠性或市场效率。同样，需要将储能项目视为一种可靠性资产，可以作为低成本、非线缆电力传输的替代方案，以提高可靠性。
例如，电网上相对隔离的区域在高峰需求期间可能不会获得电网或本地发电机的电力。部署储能项目并不是为增加电网或本地的发电能力，而是在紧急情况为本地设施或电网输电。储能项目在建成之后为服务成本为基础的项目提供资助。
如果这个例子中储能项目与所谓的“可靠性传输扩展”的输电项目起着相同的作用，它也应该进行类似于“经济传输”的模拟，将剩余电能转移到受限区域将会为市场的买卖双方创造利益。但到目前为止，只有PJM公司位于巴尔的摩附近的电网部署了一个这样的项目。
独立系统运营商（ISO）迟迟不愿为这些项目提供资金的一个原因是，虽然这些具有“可靠性”的储能项目与确定如何使用电网的紧急风险有关，但“经济”的储能系统需要独立系统运营商（ISO）决定何时购买和销售电力。独立系统运营商（ISO）担心这会挑战他们的市场独立性，因为他们调度储能项目的方式总是会影响电力价格，并且可能使他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）已经通过输电线路调节功率，这肯定会影响电力价格。当一个新的输电项目被提议用于缓解需求高（因此价格高）的电网区域的拥塞时，当地发电机的收入将会受到影响。
在这种情况下，保持独立系统运营商（ISO）独立性的是透明的成本效益分析和具有金融输电权力的安全约束经济调度，这是一种在输电线路上公平地移动电力，并从当地价格差异中分配收入的标准方法。
如果市场开始进行更多的时段调度，他们可以根据透明优化以相同的方式调度储能项目，并为任何支付储能成本的人分配财务存储权。
（2）产品：服务费用
虽然独立系统运营商（ISO）并不愿意被动地将储能项目整合到电网，并支付费用，但他们已经接受储能项目所提供的服务，如快速频率响应、容量或监管。储能项目可以进行竞争，但以“技术中立”为基础。但是，在电池和其他清洁技术（如可再生能源）改变游戏规则之前，这些服务是由市场定义的。
从理论上讲，将储能项目部署到这些技术中立的产品中应该很简单。但储能项目的容量是有限的，需要更多的电能进行充电，存储之后再对外释放，它们可能完全由电力电子设备控制。
这些差异意味着现有的市场产品定义往往不适合采用储能项目，虽然大多数现有参与者通常仅为其收入的一小部分提供辅助服务，专用于单一服务（例如法规）的储能项目可能具有它们的特性。通过简单的规则改变颠覆了商业模式。
储能项目还具有在市场中并不受到重视的属性，虽然它们具有快速地改变其输出，减少碳排放的能力，或者可以模块化快速部署。这些属性提供了一些优势，但需要修改电力市场规则才能得到适当评估。电池储能系统和天然气发电厂之间的标准等效似乎需要1：4的功率比，即1兆瓦（MW）的发电和4MWh电池储能容量。
4小时储能系统的调度在 2011年高峰需求日对加利福尼亚净负荷的影响
然而，以这种方式电池储能并不一定在经济上有效，这是因为一些峰值需求可能持续更长时间，还有一些可能更零散，并且电池的最高价值应用可能涉及不同的功率比。
增量峰值需求减少信用额度是加利福尼亚州储能容量的功能
通过提供电网的产品来获得储能项目收入将始终取决于市场规则。作为大多数市场的新的竞争者，储能项目（尤其是电池储能）并不总是能够确保规则对其进行最佳评估。
（3）支付日：如何获利？
错误地使用储能资源的一种方法是直接在电力市场上竞争。那么有什么比套利更简单：低买高卖？
不幸的是，如今的市场并没有以这种方式提供足够的收入。比较一下市场价格上涨最多的两个独立系统运营商（ISO）中的每日批发电价差异，例如加利福尼亚州的CAISO和德克萨斯州的ERCOT，其中每天从低买高卖（假设没有往返损失）中粗略估计的收入达到每千瓦时为10-20美元，这不足以支付这笔费用，如NV Energy公司最近宣布将增加100兆瓦电池储能容量。
有一点很清楚：功率比越高，套利收入越多。例如，在2017休斯顿负载区的实时市场中运行功率比为4：1，并且往返损耗为20％的电池储能系统可能会达到每年57美元/千瓦时。这使其成为一项具有吸引力的投资。
这与其他独立系统运营商（ISO）形成鲜明对比，并突出了能源市场的哪些投资具有最大价值的效率。
即使能源套利收入足以支持储能投资，如今的储能市场仍然存在一些障碍。并非所有独立系统运营商（ISO）都提供适当的市场“参与模式”。美国联邦能源监管委员会（FERC）最近的第841号命令直接解决了这个问题，储能行业急切地等待新的关税结构和参与模式作出回应。
尽管如此，市场必须面对储能项目容量有限的这一事实，这就带来了一个问题：它们应该如何在市场中发挥作用？如今大多数储能系统都以机会成本为基础给出价格，并且会根据其充电状态从市场上购买或出售。
基于机会成本的出价可以有效地分配电池储能以获得最大系统效益，但是这种方法需要电池储能系统保留其容量的权利。随着越来越多的储能项目作为边际定价资源出现在市场中，从市场监管的角度来看，这可能成为一个问题。
机器学习改进的快速步伐意味着储能投标模式可以通过软件来确定，而对于市场监控和监管机构来说是一种无法理解的算法。
解决这些问题的一种可能途径是独立系统运营商（ISO）将在市场调度算法中增加对概率多周期优化的使用。然后，独立系统运营商（ISO）可以采用最佳方式随时间调度电池储能项目，从而降低对不透明和可能存在问题的投标模式的需求。
储能技术已经从清洁能源技术成为了当今的投资机会，但该行业的真正潜力尚未被挖掘出来。当投资者考虑储能产品时，他们应该寻求能够驾驭复杂且不断变化的监管和市场环境的灵活项目。
随着越来越多的储能项目上线运营，独立系统运营商（ISO）需要利用新的规则和市场结构进行发展，以适应技术的潜力。