认识储能系统市场价值是美国电网运营商首要任务

在日前举办的美国2021年储能峰会上进行的一次小组讨论中，纽约独立系统运营商（NYISO）、ISO New England公司以及德州电力可靠性协会(ERCOT)的与会代表指出，随着部署越来越多的储能项目，美国输变电运营商的互连队列规模正在激增，但未来面临一些重大挑战，其中包括使独立部署的储能系统与可再生能源发电设施配套的储能系统一样都能公平参与市场。而行业机构和组织正在采取一些积极行动，以适应电网中迅速扩展的储能系统部署需求。

会议主持人、调研机构IHS Markit公司市场研究与分析部气候与可持续性主管Sam Huntington说，“储能开发商和用户对储能部署的兴趣和机会目前正在显著增长。特别是独立系统运营商。在过去的几年，独立系统运营商看到了他们的互连队列随着储能系统容量的增加而扩展。当然，整合储能资源也会面临新的挑战。”

马萨诸塞州加快部署太阳能+储能项目是促使ISO New England公司提前制定新规则的一个驱动因素

ISO New England公司市场开发首席分析师Hanhan Hammer表示，该组织的互连队列中大约有装机容量为4.5GW独立部署的电池储能项目，另外还有约500MW电池储能系统与太阳能发电设施配套部署。德州电力可靠性协会(ERCOT)负责人Kenneth Ragsdale表示，该公司在其服务区内拥有和运营装机容量为250MW电池储能系统，并预计到今年夏天这一数字将跃升至约1GW，而在其互连队列中还将部署装机容量为2.7GW储能系统。

储能系统可以为任何类型的电网增加灵活性并提高效率，其中包括基于化石燃料的电网，而随着可变的可再生能源发电量的增加，电池储能系统的优势变得更加显著，而且这一趋势不仅在纽约、新英格兰地区和德克萨斯州出现，而在美国其他大部分地区也是如此。

消除阻碍参与批发市场并产生变革性影响的障碍

纽约独立系统运营商（NYISO）能源市场设计经理Zach Stines表示，通过减少电网的峰值负荷，并提供电网平衡服务，以及日间和实时能源市场整合可再生能源，储能开发商可以获得帮助电网运营的市场机遇。

他指出，该公司过去对电池储能系统通过频率调节辅助服务参与电网平衡的措施比较有限，但在过去几年中，由于美国联邦能源监管委员会（FERC）发布的第841号命令指示其管辖范围内的独立系统运营商（ISO）制定新的市场规则，以允许储能系统更广泛地参与批发市场，纽约独立系统运营商（NYISO）为此制定了“促进和创建电池参与模式”的规则。

Stines指出，美国联邦能源监管委员会（FERC）于2020年8月批准了NYISO公司符合FERC 841号命令的市场规则，但该公司目前并没有签约部署电池储能系统并参与批发市场，但是今后将会有更多的储能开发商加入。

与此同时，ISO New England公司已经拥有和部署装机容量约为20MW的独立部署的电池储能系统，并积极参与日前和实时市场。该公司分析师Hammer表示，这些电池储能系统每天都要竞价和调度，为电网提供电力、储备和调节服务。该公司在日前举办的容量市场拍卖会中授予了一份持续放电时间为两个小时的装机容量约600MW电池储能系统的一年期电力采购合同。Hammer说，这是一个“飞跃”增长，截至去年只有20MW电池储能系统参与其容量市场。

ISO New England公司的电池储能项目开发商和用户已经被允许参与一些市场机会，这可能会有所帮助。电池储能系统可以提供实时频率调节，而用户侧储能系统从2018年起就可以提供需求响应。但FERC 841号命令真正打破了壁垒，允许Hammer所说的“强化市场规则”。

ISO New England公司允许装机容量为100kW或更高的储能系统参与其中，并且可以将电池储能系统有效地视为可调度发电、可调度负载和同时处理的的监管资源。

Hammer说：“我们部署电池储能系统提供多种服务。”这意味着ISO New England公司的电池储能系统可以获得多个收入来源。

与此同时，德州电力可靠性协会(ERCOT)作为一个独立的电网网运营商，其经营在美国联邦能源监管委员会管辖范围之外。该公司为德克萨斯州80%的负荷提供电力服务。德州电力可靠性协会(ERCOT)的Ragsdale表示，虽然这意味着该公司不必遵循FERC第841号命令，但正在尽其所能让储能系统更广泛地参与进来。

他指出，目前的规则是在2013年制定的，并将电池储能系统视为发电资源和负载资源，但这种安排是一种“变通办法”， 德州电力可靠性协会(ERCOT)希望用单一的模型结构来取代。在理想情况下，应该允许储能系统在电力系统运营商的协调下，提交购买电力的投标，并随时出售电力，德州电力可靠性协会(ERCOT)希望能够及时实施。

直流耦合的混合资源越来越多地加入队列

混合能源的兴起（如太阳能和风能与储能系统配套部署）也是德州电力可靠性协会(ERCOT)服务的市场的一个趋势，其他电力系统运营商也看到了这一趋势。Ragsdale指出，目前面临一个挑战是共址部署的发电设施和储能系统之间的差异，ERCOT将其视为同一站点上的两个独立资源。

而在其互连队列中，ERCOT对直流耦合混合项目有许多要求，其中风力发电设施或太阳能发电设施将共享一个逆变器。ERCOT将允许将这些资源视为一个单一的资源，而Ragsdale表示，希望在2024年之前出台相关规定。

类似地，纽约独立系统运营商（NYISO）也提出了一个由风能、太阳能和电池资源共享电网互联的共同市场参与模式，并提交给美国联邦能源管理委员会（FERC）获请批准。纽约独立系统运营商（NYISO）还希望创建一个集成的单一资源模型。Zach Stines表示，到今年年底，希望能创造出一种适用于混合部署能源的市场设计。另一个有趣的现象是，在纽约独立系统运营商（NYISO）的队列中，电池储能系统和太阳能发电设施很多不是共址部署的，因此该公司申请获得FERC批准将这些位置合并。

马萨诸塞州的激励政策鼓励更多的太阳能发电设施与储能系统配套部署，该州推出的SMART激励计划正在促进部署。ISO New England公司的Hammer表示，在2019年设计FERC 841号命令的合规性规则时，太阳能+储能项目的普及是独立系统运营商（ISO）为共址部署和混合部署创建模型的动机。

在这些模型中，将大型电池储能系统与小型太阳能发电设施配套部署的项目之间存在区别。反之亦然，这因为它们与电网和能源市场互动的方式也将有所不同。

ERCOT必须更仔细地研究允许电池储能系统帮助缓解极端天气事件

有参会者在小组讨论中询问“电池储能系统在最近发生的天气事件之后是否可能发挥更大作用”的问题，他指的是冬季风暴导致美国一些电网基础设施出现故障，迫使用户与电力系统断开连接以减少负荷。

Ragsdale将这一事件称为“非常严重的被迫停电事件”，并表示这种情况还包括能源短缺、轮流停电以及高昂的电价，这意味着随着批发价格飞涨，储能系统无法从价格更低的非峰值期间充电。

Ragsdale说：“我们不希望这种情况每年都会发生。ERCOT不想一直在极端情况下运行储能系统，但是这一事件确实使我们不得不接受挑战。因此必须更加仔细地研究在电紧缺需要充电的规则是什么？需要弄清楚是否愿意在900美元/MWh的电价时进行充电？其答案当然是肯定的，因为电池储能系统可以提供关键的辅助服务（例如快速的频率响应），并且希望电池储能系统可以做好提供频率响应服务的准备。”