中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
2.2、峰值容量的價(jià)值和4小時(shí)規(guī)則的含義
提供峰值容量可以滿足炎熱夏季的電力需求，或者在寒冷的冬季滿足遠(yuǎn)高于平均水平的電力需求。調(diào)峰服務(wù)以往由天然氣發(fā)電廠、燃煤發(fā)電廠或柴油發(fā)電機(jī)提供，美國(guó)用于調(diào)峰發(fā)電廠的裝機(jī)容量約為260GW。而運(yùn)營(yíng)這些調(diào)峰發(fā)電廠成本較低，這是因?yàn)樗鼈兊氖褂寐瘦^低，燃料成本和其他可變成本相對(duì)較低。隨著這些調(diào)峰發(fā)電廠的退役以及對(duì)峰值電力需求的增加，需要提供新的峰值容量。電池成本持續(xù)下降提高了鋰離子電池儲(chǔ)能系統(tǒng)提供調(diào)峰服務(wù)的競(jìng)爭(zhēng)力。
提供峰值容量的儲(chǔ)能系統(tǒng)提供了兩個(gè)主要的價(jià)值:容量服務(wù)和能量時(shí)移。
儲(chǔ)能系統(tǒng)的調(diào)峰能力反映了其“容量信用”，容量信用是指儲(chǔ)能系統(tǒng)存儲(chǔ)的電力能夠用于滿足峰值需求的比例，通常以百分比來(lái)衡量。
在美國(guó)大多數(shù)地區(qū)，儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量信用是由各州和市場(chǎng)監(jiān)管機(jī)構(gòu)以及當(dāng)?shù)厥袌?chǎng)經(jīng)營(yíng)者(在具有電力批發(fā)市場(chǎng)的地區(qū))共同確定的。包括CAISO、MISO、NYISO和SPP等電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的服務(wù)區(qū)域的規(guī)定，所需的儲(chǔ)能系統(tǒng)最小持續(xù)時(shí)間為4小時(shí)，而ISO-NE公司則要求儲(chǔ)能系統(tǒng)持續(xù)時(shí)間為2小時(shí)，并用于確定其在容量市場(chǎng)中獲得回報(bào)和補(bǔ)償?shù)馁Y格。
在對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)具有持續(xù)時(shí)間要求的地區(qū)(例如4小時(shí)容量規(guī)則)，儲(chǔ)能系統(tǒng)根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商或監(jiān)管機(jī)構(gòu)制定的持續(xù)時(shí)間要求獲得回報(bào)。低于持續(xù)時(shí)間要求的電池儲(chǔ)能系統(tǒng)可以獲得部分容量信用，如圖2所示。但在本例中，6小時(shí)電池儲(chǔ)能系統(tǒng)獲得的價(jià)值或收益并不比4小時(shí)電池儲(chǔ)能系統(tǒng)多。
圖2 對(duì)于4小時(shí)容量規(guī)則的地區(qū)來(lái)說，持續(xù)時(shí)間超過4小時(shí)的儲(chǔ)能系統(tǒng)提供的容量服務(wù)并沒有額外經(jīng)濟(jì)回報(bào)。
儲(chǔ)能系統(tǒng)作為容量資源的一個(gè)重要價(jià)值來(lái)源是“能源時(shí)移套利”，能源時(shí)移套利是指儲(chǔ)能系統(tǒng)在電力價(jià)格較低的非峰值期間儲(chǔ)存電力，并在價(jià)格較高的峰值期間放電以獲利。用于調(diào)峰的電池儲(chǔ)能系統(tǒng)可以同時(shí)提供容量服務(wù)和能量轉(zhuǎn)移服務(wù)，因?yàn)殡娏r(jià)格最高的時(shí)段(當(dāng)電池儲(chǔ)能系統(tǒng)將放電以最大化收益或最小化系統(tǒng)成本時(shí))通常是電力系統(tǒng)的峰值電力需求期間。電力價(jià)格最低的時(shí)段(當(dāng)電池充電時(shí))也是電力需求較低的時(shí)期，因此當(dāng)儲(chǔ)能系統(tǒng)提供電力時(shí)，電力系統(tǒng)停電的風(fēng)險(xiǎn)降低。而容量服務(wù)和能量時(shí)移這兩種服務(wù)可以疊加。
對(duì)提供能量時(shí)移的儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)值研究表明，儲(chǔ)能系統(tǒng)的大部分價(jià)值可以通過相對(duì)較短的持續(xù)時(shí)間來(lái)獲得。圖3顯示了從儲(chǔ)能系統(tǒng)中獲得的潛在價(jià)值是持續(xù)時(shí)間的函數(shù)，并與持續(xù)時(shí)間為40小時(shí)的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行對(duì)比。在本例中，使用最近幾年的價(jià)格來(lái)模擬儲(chǔ)能系統(tǒng)在一些市場(chǎng)區(qū)域獲得的收入。雖然這些收入由于地點(diǎn)和輸電限制等因素而有很大差異，但其價(jià)值作為持續(xù)時(shí)間函數(shù)的總體趨勢(shì)是相似的。在儲(chǔ)能系統(tǒng)的持續(xù)時(shí)間中，放電的第一個(gè)小時(shí)獲得的價(jià)值最高，因?yàn)樵谑袌?chǎng)價(jià)格中套利的幅度最大。隨后的每一個(gè)小時(shí)都以遞減的價(jià)差進(jìn)行套利。橙色曲線表明一個(gè)4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)獲得了理論上最高的價(jià)值，因此是4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)是最佳的選擇。
藍(lán)色曲線顯示的是長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)獲得更多價(jià)值的結(jié)果。然而，即使在這個(gè)區(qū)域，一個(gè)4小時(shí)的儲(chǔ)能系統(tǒng)所獲得的價(jià)值也超過了一個(gè)持續(xù)時(shí)間40小時(shí)的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)獲得價(jià)值的60%。同樣值得注意的是，40小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)不太可能充分發(fā)揮其潛力，因?yàn)檫@需要在數(shù)周的時(shí)間內(nèi)對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的使用進(jìn)行優(yōu)化。
圖3.儲(chǔ)能系統(tǒng)在前幾個(gè)小時(shí)獲得大部分能量時(shí)移的價(jià)值，其中4小時(shí)獲利能到達(dá)長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的60%以上
其結(jié)果來(lái)自傳統(tǒng)市場(chǎng)區(qū)域，所示的兩條曲線代表了不同持續(xù)時(shí)間的儲(chǔ)能系統(tǒng)所獲得收入比例的上限和下限。
使用容量服務(wù)和能量時(shí)移的估計(jì)值，圖4(上圖)提供了容量服務(wù)和能量時(shí)移組合每年獲得的價(jià)值(美元/kW/年)作為持續(xù)時(shí)間函數(shù)的范圍。假設(shè)采用4小時(shí)容量規(guī)則，并使用兩個(gè)容量的值進(jìn)行計(jì)算:較低的值為80美元/kW/年，較高的值為150美元/kW/年。這與圖3中的能量時(shí)移曲線的價(jià)值相結(jié)合，使用較低的值（60美元/kW/年）和較高的值（120美元/kW/年）。4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)顯示的值為84%至88%，因此它代表容量服務(wù)（100%）和能量時(shí)移（約62%至75%）的加權(quán)平均值。
圖4 在具有4小時(shí)容量規(guī)則的地區(qū)，一個(gè)4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)可以獲得80%以上的能量時(shí)移價(jià)值，以及長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)可以獲得的能量時(shí)移價(jià)值(圖4的上圖)。下圖是在增加額外的持續(xù)時(shí)間之后的增量。
4小時(shí)容量規(guī)則和能量時(shí)移價(jià)值曲線相結(jié)合，導(dǎo)致在許多地區(qū)部署持續(xù)時(shí)間超過4小時(shí)的儲(chǔ)能系統(tǒng)幾乎沒有經(jīng)濟(jì)回報(bào)。這可以通過其增量值來(lái)證明，例如圖4的下圖所示。
3、超越4小時(shí)持續(xù)時(shí)間：改變價(jià)值主張
如今有兩個(gè)變化，可能會(huì)將價(jià)值主張轉(zhuǎn)變?yōu)椴捎贸掷m(xù)時(shí)間4小時(shí)以上的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)，如圖5所示。根據(jù)第2章節(jié)描述的4小時(shí)容量規(guī)則，說明了儲(chǔ)能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)提供服務(wù)的價(jià)值主張的變化。第一個(gè)變化（如灰色曲線所示）是服務(wù)價(jià)值向長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的轉(zhuǎn)變，如3.1節(jié)所述。第二個(gè)變化（如藍(lán)色曲線所示）是提供有利于長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)值來(lái)源。3.2節(jié)對(duì)此進(jìn)行了討論。
圖5 有兩個(gè)變化可能會(huì)使價(jià)值主張轉(zhuǎn)向長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)，包括現(xiàn)有服務(wù)價(jià)值的轉(zhuǎn)變和提供適合更長(zhǎng)持續(xù)時(shí)間的額外服務(wù)。
3.1、超越4小時(shí)容量規(guī)則:改變?nèi)萘績(jī)r(jià)值曲線
4小時(shí)容量規(guī)則是對(duì)容量?jī)r(jià)值和持續(xù)時(shí)間之間復(fù)雜關(guān)系的簡(jiǎn)化，它反映了儲(chǔ)能市場(chǎng)的近期情況(僅在某些地區(qū))。隨著時(shí)間的推移，容量規(guī)則可能會(huì)演變，以反映電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)條件的變化，這可能會(huì)改變價(jià)值曲線的形狀，并可能要求儲(chǔ)能系統(tǒng)提價(jià)更長(zhǎng)的持續(xù)時(shí)間。
（1）考慮非線性率和基于有效負(fù)載承載容量（ELCC)的容量值
圖2所示的4小時(shí)容量規(guī)則和線性降額曲線是基于各個(gè)儲(chǔ)能市場(chǎng)現(xiàn)有的容量?jī)r(jià)值獲取規(guī)則。雖然4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)提供了容量信用，但線性降額曲線是對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的持續(xù)時(shí)間和裝機(jī)容量之間更復(fù)雜關(guān)系的一種簡(jiǎn)化，共部分原因是負(fù)載的不確定性和天氣變化。一種更復(fù)雜的評(píng)估儲(chǔ)能容量信用的方法是使用有效負(fù)荷承載容量（ELCC)進(jìn)行衡量。圖6顯示了PJM公司在其2024年容量信用中使用的ELCC估計(jì)，以及愛達(dá)荷電力公司在其2023年綜合資源計(jì)劃中使用的ELCC估計(jì)。在這張圖中，其曲線并不能反映儲(chǔ)能系統(tǒng)的持續(xù)時(shí)間少于4小時(shí)的潛在變化。在此之前，其他分析表明，儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量信用在較短的持續(xù)時(shí)間內(nèi)具有更陡峭的斜率，并形成一條“長(zhǎng)尾”。圖6 PJM公司和愛達(dá)荷電力公司使用ELCC的容量值顯示4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)附加價(jià)值的潛力。
在認(rèn)識(shí)到簡(jiǎn)單線性下降率的局限性之后，其他地區(qū)也使用ELCC方法來(lái)評(píng)估太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施和風(fēng)力發(fā)電設(shè)施，現(xiàn)在也正在采用更復(fù)雜的ELCC方法來(lái)評(píng)估儲(chǔ)能系統(tǒng)。需要注意的是，采用非線性降額曲線和ELCC方法不會(huì)增加持續(xù)時(shí)間的絕對(duì)值，這可能使長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)更具競(jìng)爭(zhēng)力。
即使采用ELCC方法，4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)在夏季峰值電力需求期間的容量?jī)r(jià)值也非常接近100%。更大的影響將是由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化而導(dǎo)致凈負(fù)荷曲線的變化。
（2）冬季的凈負(fù)荷峰值期間變長(zhǎng)
即使沒有復(fù)雜的分析，也可以通過了解夏季峰值電力需求模式的曲線來(lái)了解4小時(shí)容量規(guī)則，在這些模式中，在美國(guó)大部分地區(qū)運(yùn)營(yíng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)的持續(xù)時(shí)間通常遠(yuǎn)低于4小時(shí)。然而，由于不斷變化的電網(wǎng)組合、負(fù)荷和天氣模式，夏季峰值電力需求期間的曲線形狀和長(zhǎng)度正在發(fā)生變化，這些因素將影響4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)值，最終將會(huì)影響長(zhǎng)儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)值主張。
圖7說明了影響4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)值的兩個(gè)主要因素：首先，隨著部署更多的4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng) (電網(wǎng)結(jié)構(gòu)沒有進(jìn)行任何更改)，其容量信用一始下降。圖7的上圖在一個(gè)模擬場(chǎng)景中說明了這一概念，例如加州部署了約4,500MW的4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)。并且已經(jīng)用于調(diào)峰，剩余的峰值期間的時(shí)間約為6小時(shí)。這表明，4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)無(wú)法滿足時(shí)間更長(zhǎng)的峰值需求。在本例中，如果對(duì)4小時(shí)容量規(guī)則進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整(改為6小時(shí)的容量規(guī)則)，則4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)需要降額三分之一才能提供6小時(shí)的電力。然而，這種價(jià)值的下降將在不同程度上被太陽(yáng)能發(fā)電量的增長(zhǎng)所抵消，這往往會(huì)縮小凈負(fù)荷峰值，如圖7的下圖所示。
圖7.加利福尼亞州增加4小時(shí)儲(chǔ)能部署對(duì)凈負(fù)載曲線的模擬影響。演示了儲(chǔ)能系統(tǒng)如何降低峰值需求，但也使其峰值期間變得更長(zhǎng)(上圖)。峰值期間的延長(zhǎng)可以通過增加太陽(yáng)能發(fā)電量(下圖)來(lái)滿足
在一些研究案例中，4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)解決夏季峰值電力需求的潛力已經(jīng)得到了證明。圖8顯示了2020年8月14日和15日期間加州對(duì)太陽(yáng)能發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電的需求(藍(lán)色曲線)，其中極端高溫以及其他幾個(gè)因素導(dǎo)致了加州輪流停電。8月14日和8月15日分別中斷了2.5小時(shí)和1.5小時(shí)。具有足夠電力的4小時(shí)(或更短)的儲(chǔ)能系統(tǒng)可以提供足夠的電力來(lái)避免停電。
圖8.加州2020年的電力中斷事件導(dǎo)致了長(zhǎng)達(dá)2.5小時(shí)的輪流停電(灰色柱狀圖)。4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)可以避免停電事件，并且能夠在非高峰值期間充電。
在夏季峰值電力需求期間，太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施提供的電力可以延緩4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的價(jià)值下降，這在加利福尼亞和西南部的應(yīng)用中得到了證明。圖9顯示了PJM公司4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的ELCC研究結(jié)果。隨著時(shí)間的推移，這一改變是由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化，包括太陽(yáng)能發(fā)電量的增長(zhǎng)。隨著峰值期間的轉(zhuǎn)移，這一增加導(dǎo)致太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施ELCC(橙色曲線)持續(xù)下降， 4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的ELCC隨著時(shí)間的推移(藍(lán)色曲線)而增長(zhǎng)，到2030年接近100%。
圖9. 在PJM公司服務(wù)區(qū)域部署的太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施的增長(zhǎng)降低了ELCC，同時(shí)大幅增加了4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的ELCC，保持了其提供穩(wěn)定容量的能力。
因此，在冬季電力需求峰值期間，將會(huì)出現(xiàn)部署長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的機(jī)會(huì)。
圖10比較了2022年ERCOT公司的冬季電力峰值需求和夏季電力峰值需求期間的需求曲線。實(shí)線顯示了正常的需求曲線，其中夏季 (7月20日)比冬季 (12月23日)高出約8%。虛線顯示了太陽(yáng)能發(fā)電的凈峰值。
圖10.2022年ERCOT公司冬季電力峰值需求和夏季電力峰值需求的比較
圖11表明，冬季電力需求峰值期間往往比夏季電力需求峰值期間更長(zhǎng)。它使用2022年ERCOT公司數(shù)據(jù)模擬了儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)凈負(fù)載曲線的影響。圖11的上圖(7月20日至21日)顯示了儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)夏季電力峰值期間凈負(fù)荷的影響，雖然峰值期間已經(jīng)擴(kuò)大，但仍然大約有4到5個(gè)小時(shí)，這意味著4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)將保持接近滿負(fù)荷的電量。然而，圖11的下圖(12月22日至23日)顯示冬季電力需求峰值期間擴(kuò)大到8小時(shí)，因?yàn)橐归g的電力需求仍然很高，儲(chǔ)能系統(tǒng)幾乎沒有機(jī)會(huì)充電。
圖11.如果在ERCOT公司服務(wù)區(qū)域中增加2500MW的儲(chǔ)能系統(tǒng)，將擴(kuò)大夏季的凈負(fù)荷峰值(上圖)，但時(shí)間更長(zhǎng)的峰值期間可以通過更多的太陽(yáng)能發(fā)電量來(lái)抵消。冬季電力需求峰值期間(下圖)的影響主要是在夜間，這是太陽(yáng)能發(fā)電無(wú)法抵消的。這將需要長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)來(lái)提供更多的容量。
圖12使用更全面的ELCC分析顯示了ERCOT公司中4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的ELCC的下降。x軸顯示了風(fēng)力發(fā)電設(shè)施、太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施和儲(chǔ)能系統(tǒng)的總部署量，并假設(shè)負(fù)載沒有其他變化。y軸表示4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)在夏季峰值電力需求期間(藍(lán)色曲線)或冬季峰值電力需求期間(紅色曲線)的容量信用。
圖12.隨著太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施的部署量的增長(zhǎng)，ERCOT公司在夏季峰值電力需求期間的4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量保持或增加。x軸表示風(fēng)力發(fā)電、太陽(yáng)能和儲(chǔ)能系統(tǒng)的總部署量
圖13顯示了北美電力可靠性公司在2022年夏季和2022年冬季可靠性評(píng)估報(bào)告中夏季峰值電力需求與冬季峰值電力需求的對(duì)比。除了美國(guó)西北地區(qū)之外，美國(guó)東南部的幾個(gè)地區(qū)現(xiàn)在也進(jìn)入冬季電力需求峰值期間，這些地區(qū)更依賴于電力供暖。
圖13.夏季電力需求峰值期間與冬季電力需求峰值期間的對(duì)比。
圖14顯示了一組模擬的結(jié)果，這些模擬探討了電氣化為美國(guó)各地帶來(lái)的負(fù)荷曲線變化。該示例來(lái)自NYISO公司服務(wù)的區(qū)域，顯示了2020年夏季求峰值電力需求顯著高于冬季峰值電力需求。
圖14.電氣化對(duì)NYISO公司需求高峰期間影響的例子
總的來(lái)說，雖然在夏季峰值電力需求期間增加的太陽(yáng)能發(fā)電量可以保證4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量?jī)r(jià)值，但這也將加速美國(guó)大部分地區(qū)向冬季峰值電力需求的轉(zhuǎn)變。這可能會(huì)導(dǎo)致4小時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量?jī)r(jià)值下降。
（未完待續(xù)）
