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1 總結(jié)
1.1 背景
隨著能源市場從化石燃料轉(zhuǎn)向間歇性可再生能源，為了維持電網(wǎng)的靈活性和彈性，越來多的電池儲能資源進(jìn)入了市場。尤其是美國西部，加利福尼亞州、華盛頓州和俄勒岡州等州都有雄心勃勃的脫碳目標(biāo)。為了實現(xiàn)2045年溫室氣體的減排目標(biāo)，加州預(yù)計需要79 GW的新可再生能源發(fā)電和約 50 GW的電池儲能。【1】
由于電池技術(shù)與天然氣和水力發(fā)電這樣更傳統(tǒng)的發(fā)電技術(shù)有著本質(zhì)的不同，大量電池儲能并網(wǎng)帶來了新的挑戰(zhàn)和機(jī)遇，大多數(shù)正在運行的大型儲能系統(tǒng)都使用鋰離子技術(shù)，目前鋰離子技術(shù)比其他電池技術(shù)更受歡迎，因為它能夠快速響應(yīng)、循環(huán)效率高（充電和放電之間的能量損失低）并且經(jīng)濟(jì)效益高。除了在關(guān)鍵時段提供靈活的發(fā)電能力外，電池儲能資源組現(xiàn)在還代表了一天中其他時段的大量額外需求/負(fù)載（由于充電）。
電池不產(chǎn)生能量，而是儲存能量并將其從一天中的一個時間移動到另一個時間。只要充電和放電之間的價格差異足夠大，足以彌補(bǔ)存儲的效率損耗和可變運營成本，電池就可以通過這種稱為套利的策略獲利。電池可以在中午太陽能充足且系統(tǒng)價格最低時購買能源，然后在晚上電力需求高、太陽能輸出低且價格高得多時將其賣回電網(wǎng)。
除能源外，電池還為電網(wǎng)提供其他服務(wù)和效益。由于響應(yīng)時間快，電池非常適合提供用于平衡非常短期供需差異的服務(wù)，例如頻率調(diào)節(jié)和靈活的爬坡產(chǎn)品。此外，電池可以通過套利來緩和每日價格的極端波動，即在一天中價格極低的時段增加對可再生能源的需求，并在晚上增加供應(yīng)以壓低價格。
本報告描述了加州 ISO 和西部能源不平衡市場的電池儲能資源狀況。我們使用幾個關(guān)鍵指標(biāo)來評估電池的性能，并評估電池資源的最新市場進(jìn)步。
1.2 關(guān)鍵發(fā)現(xiàn)
CAISO平衡區(qū)域的電池儲能容量從2020年的約500 MW 增至2023年5月的5,000 MW。超過一半的容量與其他發(fā)電技術(shù)（尤其是可再生能源）物理捆綁共同使用，要么在共址模式下共享公共電網(wǎng)連接點且可以獨立運營，要么作為單一混合資源的一部分。
約1,000 MW 的電池容量參與西部能量不平衡市場(WEIM) 。這比 在2022 年底 WEIM 仍在使用的電池容量翻了四番。
在 2022 年 9 月的熱浪期間，電池提供了寶貴的凈峰值容量和電能量。8 月 31 日至 9 月 9 日的 17 至 21 時內(nèi)，所以電池為 CAISO 平衡區(qū)域提供了 2.4% 的發(fā)電量。
現(xiàn)在，在太陽高峰時段，電池充電占據(jù)了負(fù)荷的很大一部分。到 2022 年，從 10 點到 13 點間，電池充電占負(fù)荷的近 5%。在這些時段里，電池幫助減少了棄電（太陽能發(fā)出的電被限制上網(wǎng)）或以極低價格出口剩余太陽能的情況。
電池現(xiàn)在可以滿足CAISO 一半以上的向上調(diào)頻和向下調(diào)頻要求。然而，由于電池已轉(zhuǎn)變?yōu)樵趦舾叻鍟r段提供更多能量，被使用在輔助服務(wù)的電池總?cè)萘康陌俜直扔兴陆怠?
電池市場凈收入從 2021 年約 73 美元/千瓦年 增至 2022 年 103 美元/千瓦年。這一增長主要是由較高的峰值能源價格造成的。
2022 年電池競價成本回收費用大幅增加。2022 年，電池資源獲得所有競價成本回收的 10%，同時約占 CAISO 市場容量的 5%。這些費用約占電池凈市場收入的 7.6%。然而，DMM（Department of Market Monitoring） 估計，由于 2022 年 11 月批準(zhǔn)的市場規(guī)則變更，高達(dá) 28% 的競價成本回收費用（約 840 萬美元）最終將被撤銷。DMM 將繼續(xù)建議增強(qiáng)對電池的競價成本回收的市場設(shè)計。（郭郭的備注：Bid Cost Recovery (BCR) is the process by which the CAISO ensures SCs are able to recover Start-Up Costs (SUC), Minimum Load Costs (MLC), MSG ResourceTransition Costs (TC) and Energy Bid Costs.這個BCR我不知道怎么翻譯準(zhǔn)確但是含義是這樣的 ）
自動競價緩釋對電池調(diào)度的影響微乎其微。盡管在 2022 年夏季，平均每小時約 200 MW 的電池容量受到競價緩釋的控制，但由于緩釋而引起的競價變化很少對電池的調(diào)度水平產(chǎn)生任何影響。
運營商采用了特殊的最低荷電狀態(tài)限制，得以確保 2022 年夏季熱浪期間大多數(shù)日子在高峰凈需求時間內(nèi)電池的可用性。這些要求在生效時的大多數(shù)時間段內(nèi)不具有實際法律約束力。
在 2022 年夏季熱浪期間，電池經(jīng)常被手動（或非正常）調(diào)度。這些非正常調(diào)度中的大多數(shù)都是為了滿足預(yù)期凈高峰需求時間而保持充電狀態(tài)。使用非正常調(diào)度充電主要是為了應(yīng)對一個軟件缺陷，它限制了儲能資源以高于 150 美元/MWh 的價格競標(biāo)充電，從而導(dǎo)致這些資源即使在有價值的情況下也無法充電。
在 2022 年 9 月熱浪緊急警報時間內(nèi)，用于滿足資源充裕性（RA) 要求的大部分電池容量都被計劃或提供作為能源或輔助服務(wù)。然而，在此期間電池提供的 RA 總?cè)萘恐屑s有 20% 作為能源競價但并未被調(diào)度。DMM 之前的分析表明，實際上，由于與荷電狀態(tài)和其他問題相關(guān)的各種運營限制，大部分未調(diào)度的容量可能無法使用。
2 電池儲能的市場參與情況
在CAISO市場中，儲能資源以非發(fā)電資源（NGR）模式參與。NGR 是作為發(fā)電或負(fù)荷（需求）運行的資源，并使用單一供給曲線以負(fù)容量（充電）和正容量（放電）的價格進(jìn)入市場。
NGR受到能量限制，無法連續(xù)產(chǎn)生或消耗能量。它們可以在其工作范圍內(nèi)的任何點工作，并且可以在發(fā)電和消耗能量之間立即切換。為了反映電池的物理運行能力，CAISO 對每個儲能資源的最小和最大儲能容量、運行上限和下限以及循環(huán)效率 (RTE) 進(jìn)行了建模。
對于日常運營，NGR 可以選擇使用多個可競價參數(shù)來管理其荷電狀態(tài)。他們可以提交每個交易日的荷電狀態(tài)上限和下限，這些上限和下限代表資源中必須維持的最高和最低存儲能量值（以MWh為單位）。為了更好地控制全天荷電狀態(tài)的變化，資源可以使用最終荷電狀態(tài) (End-hour SOC, EOH SOC)參數(shù)，這將在下面第 2.1 節(jié)中更詳細(xì)地描述。
NGR 還可以提交初始荷電狀態(tài)值，以指示日前市場交易日第一個參與區(qū)間的可用能量。如果市場參與者未提交初始荷電狀態(tài)，則市場軟件將默認(rèn)該值為前一天的最終荷電狀態(tài)；如果兩者都不可用，則默認(rèn)為0 MWh。給定日期的初始荷電狀態(tài)與之前市場運行的最終荷電狀態(tài)不同的一個原因是，市場軟件目前不會把由于電池提供頻率調(diào)節(jié)服務(wù)而導(dǎo)致的荷電狀態(tài)變化考慮進(jìn)建模。
目前有兩種參與體系允許 CAISO的資源在其運營中將電池與其他發(fā)電技術(shù)結(jié)合起來：混合(hybrid)模式和共址（co-located）模式。然而，許多資源作為獨立電池儲能運行。在本報告中，我們將獨立資源定義為不與其他資源共享公共電網(wǎng)連接點且不使用多種發(fā)電技術(shù)的資源。
2.1 多時段優(yōu)化
加州 ISO 采用多次結(jié)算市場設(shè)計，在一系列連續(xù)的市場運行中管理競價和調(diào)度——首先是日前市場，然后是實時市場。每個市場都使用了多時段優(yōu)化來實現(xiàn)資源的有效調(diào)度，以便它們能夠預(yù)測未來的情況。日前市場在 24 小時范圍內(nèi)進(jìn)行優(yōu)化，以確定用最低成本來調(diào)度資源以滿足負(fù)荷的方式。
作為 CAISO 實時流程的一部分，十五分鐘市場可生成未來長達(dá)兩小時的最佳調(diào)度解決方案，五分鐘市場可生成 65 分鐘或最多 13 個五分鐘時段的解決方案。由于大型優(yōu)化工作固有的計算復(fù)雜性，這些時間范圍的長度是有限的。CAISO 實時市場設(shè)計包括時間范圍內(nèi)一個具有財務(wù)約束力的時段的結(jié)算，而剩余時段則提供信息參考。
鑒于儲能資源的能量有限，多時段優(yōu)化對于確保將跨時間條件納入電池調(diào)度至關(guān)重要。例如，多時段優(yōu)化允許市場保持荷電狀態(tài)，甚至在給定時段內(nèi)調(diào)度電池進(jìn)行不經(jīng)濟(jì)的充電，以預(yù)期未來價格更高——只要這些高價格發(fā)生在其各自的市場的優(yōu)化范圍內(nèi)。
鑒于優(yōu)化范圍有限的挑戰(zhàn)，CAISO 提出了幫助防止次優(yōu)市場結(jié)果成為作為其儲能和分布式能源 (ESDER) 第 4 階段利益相關(guān)者倡議的一部分的措施。該倡議提出的解決方案是用最終荷電狀態(tài) (EOH SOC) 作為出價參數(shù)，并最終于 2021 年 5 月獲得聯(lián)邦能源管理委員會 (FERC) 的批準(zhǔn)。
對于調(diào)度協(xié)調(diào)員每小時提交一個具有荷電狀態(tài)上限和下限的范圍的NGR資源，EOH SOC 出價參數(shù)是 NGR 資源的可選擇的、僅實時的出價參數(shù)。市場調(diào)度資源，使其荷電狀態(tài)在提交的范圍內(nèi)結(jié)束，同時遵守最低和最高能源出價限制。正如本報告熱浪部分所指出的，自 EOH SOC 出價參數(shù)實施以來，實時市場優(yōu)化范圍的時間段局限性的仍然導(dǎo)致了不良結(jié)果。
2.2 容量
近年來，CAISO市場的電池儲能容量急劇增加。圖2.2.1顯示了截至2023年5月參與CAISO的電池儲能總?cè)萘?，以最大輸出功率（MW）和最大發(fā)電量（MWh）表示【2 】。截至2023年5月，正在使用的電池容量總計5,000 MW，其中獨立項目2200兆瓦，共址項目2000 MW ，混合電站的儲能部分 700MW，共址/混合電站的儲能部分100 MW。正在使用的混合儲能（包括發(fā)電部分）總?cè)萘繛?2300 MW。對于單個電池資源來說，最小功率輸出往往是其最大功率輸出的負(fù)值。CAISO電池的總最大累計發(fā)電量達(dá)到約17700 MWh。 正在使用的電池儲能的規(guī)格差別很大，從1MW到260MW不等。圖2.2.2顯示了正在使用的電池資源的規(guī)模分布。CAISO 市場上的大多數(shù)電池的持續(xù)時間為四個小時。
圖2.2.1 CAISO地區(qū)激活的電池容量（2017-2023年）
電池儲能是 CAISO 市場中增長最快的資源類型。截至2023年5月1日，NGR電池占CAISO額定容量的7.6%。圖2.2.3顯示，與其他資源類型的容量相比，CAISO的電池容量穩(wěn)步增長。
此外，大多數(shù)等待并網(wǎng)的項目都包含電池部分。CAISO要求項目在并網(wǎng)之前必須經(jīng)過一系列的影響研究。這個過程中的項目列表被稱為“并網(wǎng)隊列”。截至2023年5月1日，并網(wǎng)隊列包括近127 GW的規(guī)劃容量，其中46%來自電池。計劃新增容量的 55% 來自混合電站項目，其中電池容量總計近 11 GW。從歷史上看，許多計劃的資源在并網(wǎng)過程完成之前就會被放棄，因此當(dāng)前隊列中的大部分容量預(yù)計永遠(yuǎn)不會上線。
圖2.2.2 電池規(guī)模直方圖
圖2.2.3 按燃料類型和年份劃分的CAISO銘牌容量【3】
2.3 能源競價與價格
通過 CAISO 的NGR模型，電池提交單一的能量競價曲線，反映其充電和放電的意愿。電池資源不會僅僅根據(jù)提供能量的實際成本來提交能量競價。相反，他們還考慮在一天中特定時段放電或充電的機(jī)會成本。例如，在低需求時間期間放電可能會阻止電池在高需求時間期間放電。低需求和高需求時間之間的市場價格差異可以代表在較低價格時間放電的機(jī)會成本。
參與資源充裕性 (RA) 計劃的電池（提供系統(tǒng)、局部或靈活性的資源充裕性的容量）必須遵守提供服務(wù)的義務(wù)，這意味著它們需要將其所有向上RA容量參與市場競價。這些資源傾向于通過制定競價的價格來管理機(jī)會成本，而不是通過限制其競價數(shù)量。例如，為了避免在市場價格較低時被調(diào)度，電池可能會提交遠(yuǎn)超于充電價格的放電價格競價，特別是在一天的早些時候。相反，電池可以提交非常低的向下的能量競價，以避免在某些時間充電。這種競價策略導(dǎo)致了圖 2.3.1 和圖 2.3.2 所示的負(fù)平均充電競價價格——盡管目前只有具有靈活充裕性資源容量的電池才需要滿足其向下容量的必須提供服務(wù)的要求。【4】【5】
圖2.3.1 每小時平均的日前電池投標(biāo)和節(jié)點價格（按季度計算）
圖2.3.2 ，每小時平均的實時電池投標(biāo)和節(jié)點價格（按季度計算）
圖2.3.1 和 圖2.3.2 分別顯示了日前市場和實時市場各季度電池資源能量平均競價與平均節(jié)點價格的對比【6】。如圖 2.3.1 所示，2022 年日前市場的平均能量競價持續(xù)在高價。充電平均競價價格比節(jié)點價格低 96 美元，放電競價價格比節(jié)點價格高 155 美元，平均競價價差為 251 美元。2021 年的平均競價價差為 190 美元。
圖 2.3.2 顯示了實時市場可用的資源調(diào)度范圍部分的電池資源平均實時出價（即實時自調(diào)度或?qū)崟r舉行的日前輔助服務(wù)中標(biāo)未涵蓋的運營范圍）。實時市場電池競價的平均價差從2021年的119美元增加到2022年的167美元。2022年實時節(jié)點價格的上漲與充電和放電競價價格上漲同時發(fā)生。
在實時市場和日前市場中，電池在太陽能發(fā)電高峰的下午時段充電的意愿最高，此時也正是節(jié)點價格平均最低的時段。電池在高峰需求時段提交了最低的放電報價，此時放電的機(jī)會成本最低。
2.4 出力情況
圖2.4.1顯示了2021年與2022年相比所有電池資源的平均每小時實時（15分鐘市場）時出力情況，以及年底的總充放電容量。從歷史上看，電池主要用于提供輔助服務(wù)。然而，自2021年以來，電池提供的電能量的增長超過了其輔助服務(wù)出力的增長。在需求高峰時段，電池平均放出的電能量占其出力輸出的73%。圖2.4.1 平均每小時電池出力（2021-2022）
圖2.4.1 平均每小時電池出力（2021-2022）
雖然電池僅占 CAISO 容量的一小部分，但這些資源提供了相對大量的輔助服務(wù)。圖 2.4.2 顯示了 2020 年至 2022 年按燃料類型采購的輔助服務(wù)比例。在此期間，平均每小時采購的輔助服務(wù)電池供電量從 212 MW 增加到 802 MW。2022 年，首次電池平均供電量滿足CAISO 的大部分調(diào)頻要求。圖2.4.2 按資源類型劃分的輔助服務(wù)采購
圖2.4.2 按資源類型劃分的輔助服務(wù)采購
儲能資源還經(jīng)常被調(diào)度以提供向上靈活性爬坡容量，這是一種旨在管理實時不平衡需求的波動性和不確定性的產(chǎn)品。CAISO 系統(tǒng)中隨時可提供向上和向下的靈活性容量，并且這些產(chǎn)品的價格很少超過 0 美元/MWh。【7】因此，靈活性爬坡產(chǎn)品僅占儲能資源市場收入的一小部分。
2.5 WEIM 容量與出力
截至2023年5月1日，西部能源不平衡市場（WEIM）中有20個積極參與的非CAISO的電池儲能資源，總放電容量約為1,000 MW。相比之下，2022 年 12 月 WEIM 電池容量總計為 286 MW。圖 2.5.1 顯示，WEIM 電池與 CAISO 電池的出力有些相似：主要在早上和下午早些時候充電，然后在晚上放電。然而，WEIM 電池沒有輔助服務(wù)出力，因為 CAISO 不會在其平衡區(qū)域之外設(shè)定輔助服務(wù)要求。
到 2022 年，電池發(fā)電量占 WEIM 發(fā)電量的不到百分之一。
圖2.5.1 WEIM 平均每小時電池出力（2022 年）
2.6 混合燃料資源
CAISO 使用混合模型和共址模型實現(xiàn)在單個公共電網(wǎng)連接點上兼容多種發(fā)電技術(shù)。他們之間的主要區(qū)別在于，混合資源被作為單一資源建模，而共址設(shè)施中的不同部分被CASIO視為各自獨立的的資源。盡管截至 2023 年 5 月，22組共址資源中只有2組采用單一發(fā)電技術(shù)，但是共址的資源不一定需要使用不同的發(fā)電技術(shù)。只有一個共址互連點沒有任何電池儲能部分。CAISO預(yù)計未來幾年將在其平衡權(quán)限區(qū)域和參與西部能源不平衡市場的平衡權(quán)限區(qū)域大量部署混合燃料資源，主要包括太陽能光伏和電池儲能或風(fēng)能和電池儲能。
2.6.1 共址資源
最常見的混合燃料資源類型是參與 CAISO 共址模型的資源。由于它們被建模為獨立的資源，因此位于同一地點的設(shè)施具有獨立的計量安排、獨立提交停電請求、獨立接收調(diào)度指令，并且可以由不同的實體運營。
共址置資源模型提供了多種好處，特別是對于電池和可再生能源發(fā)電的資源。通過將電池與可再生能源發(fā)電配對，共址資源可以利用稅收優(yōu)惠，例如太陽能項目中常見的投資稅收抵免（ITC）。此外，與單獨電池并網(wǎng)項目相比，這種配置需要更少的資產(chǎn)就可以實現(xiàn)與電網(wǎng)的物理連接，從而在項目開發(fā)過程中節(jié)省大量資本。
圖2.6.1按照與平均每小時總輸出量成比例，顯示了正在使用的共址電池（不包括帶有電池組件的混合動力）與正在使用的獨立電池資源的平均每小時出力情況。 共址電池往往具有與獨立電池類似的出力。一個區(qū)別是，平均而言，共址資源在中午高峰太陽能時段往往有更高的充電出力。
圖2.6.1 平均每小時出力：共址電池與獨立電池
CAISO 采取了多項政策變更來幫助管理參與市場中的共址資源。2021 年，CAISO 實施了聚合容量約束 (ACC) 功能，以確保向公共電網(wǎng)連接點后的共址資源發(fā)出的調(diào)度指令不會超出公共電網(wǎng)連接點的限制。ACC 還可以限制電池的調(diào)頻中標(biāo)。CAISO 已采用規(guī)則，允許共址儲能資源在某些情況下偏離調(diào)度指令，以便允許同一公共電網(wǎng)連接點的可再生資源在滿足 ACC 限制的情況下發(fā)電。2022 年批準(zhǔn)的其他政策變更將進(jìn)一步支持通過托管儲能資源獲取 ITC 激勵措施。這些變化將引入可選功能，防止儲能資源接收超出同一公共電網(wǎng)連接點處可再生資源調(diào)度操作目標(biāo)的充電指令。這些變化還將允許共址儲能資源偏離市場充電指令，以避免在同一公共電網(wǎng)連接點的可再生資源的實際輸出低于預(yù)測時儲能從電網(wǎng)充電。
2.6.2 混合資源
混合資源被建模為單一資源，因為它們具有適用于其所有組成部分的單一競價曲線，并從 CAISO 接收唯一調(diào)度指令?；旌腺Y源運營商自我優(yōu)化其資源組成部分以滿足調(diào)度指令。截至 2023 年 5 月，CAISO 市場上有 25 家積極參與采用電池技術(shù)的混合資源。
圖 2.6.2 顯示了 2022 年所有激活的混合資源的平均每小時實時（15 分鐘市場）出力。混合資源與獨立電池資源的不同之處在于，它們的大部分能源出力發(fā)生在太陽能充足的下午。然后，在晚上無法獲得太陽能時，混合資源仍然可以釋放白天儲存在電池部分的能量。目前，所有注冊的混合資源都以 NGR 的身份參與其中，但其中只有約 30% 具備從電網(wǎng)充電的運營能力從而讓他們有資格從電網(wǎng)充電。截止2022 年，混合資源通常不會在充電市場中標(biāo)，而是通過現(xiàn)場的可再生能源充電。
圖2.6.2 平均每小時混合資源出力
不同于CAISO 使用可再生能源預(yù)測和荷電狀態(tài)跟蹤等工具來實現(xiàn)獨立的共址可再生能源和儲能資源的高效調(diào)度管理，CAISO 將混合資源視為黑匣子。盡管此功能提供了混合資源在管理發(fā)電方面更大的自由裁量權(quán)，但資源運營商仍然需要響應(yīng) CAISO 的調(diào)度指令。最近對混合資源的市場改進(jìn)使得他們能夠?qū)崟r提醒 CAISO 其可用的輸出容量的變化。這使得市場能夠顧及到那些可再生能源發(fā)電波動的時段以及儲能組成部分完全耗盡或充滿電的時段。
2.7 市場收入
2.7.1 儲能市場收入總覽
隨著越來越多電池容量參與市場，電池資源帶來的市場收入也隨之增加。圖 2.7.1 顯示了 2021 年 1 月至 2022 年 12 月的季度電池收入來源。直方圖代表 CAISO 向每個類別資源支付的凈值?！?】圖2.7.1 電池資源季度收入（2021-2022）
圖2.7.1 電池資源季度收入（2021-2022）
最近幾個季度最大的正收入類別來自日前市場能量出力。指令性不平衡能源 (IIE) 類別包括從一個市場到下一市場增加或減少的出力中的所有能量的增量和減量。例如，如果某資源在 15 分鐘市場里獲得 50 MW 的能量，然后在 5 分鐘市場的同一區(qū)間內(nèi)獲得 75 MW 出力，則該資源可能會獲得正的 IIE 收入。
非指令性不平衡能源 (UIE) 收入源于能源出力的偏差。一般情況下，資源不會完全滿足其調(diào)度運行目標(biāo)，任何增量和減量不平衡的能量均按5分鐘現(xiàn)貨價格付費。
圖2.7.2顯示了特定季度每千瓦容量的季度凈市場收入【9】。該圖顯示，由于電池容量的快速增長，2021年全年和2022年上半年每千瓦容量的凈市場收入有所下降。然而，在 2022 年第三季度，市場凈收入的大幅增長超過了容量的急劇增長。這一趨勢的部分原因是用于調(diào)頻的電池費用不斷增加，以及 2022 年夏季熱浪期間能源價格居高不下。2022年8月31日至9月9日為期10天的熱浪期間，電池市場凈收入總計近7800萬美元，約占2022年電池市場總收入的20%。
圖2.7.2 電池市場凈收入
DMM 通過模擬定期評估電池儲能資源的性能，其中假設(shè)機(jī)組根據(jù)日前價格進(jìn)行最佳充電和放電（受運行限制）【10】。DMM 使用 400 個定價節(jié)點的 2022 年日前價格，模擬了兩種情況下假設(shè)機(jī)組的收入：僅用電能量套利和同時提供電能量和調(diào)頻。平均而言，提供能源和調(diào)頻的假設(shè)機(jī)組賺取 114 美元/千瓦年，收益范圍從 80 美元/千瓦年到 165 美元/千瓦年。相比之下，到 2022 年，全年運行的現(xiàn)實電池資源平均為 103 美元/千瓦年，收益范圍從 40 美元/千瓦年到 239 美元/千瓦年。圖 2.7.3 顯示了全年運營的電池按類別的加權(quán)平均收入。
圖2.7.3 電池全年運營平均收入
2.7.2 競價成本回收
如果一天內(nèi)賺取的總市場收入未覆蓋發(fā)電機(jī)組所有已接受競價的總和，則發(fā)電機(jī)組有資格獲得競價成本回收 (BCR) 付款。計算范圍包括啟動競價、最低負(fù)荷、輔助服務(wù)、剩余機(jī)組組合可用性、日前能量和實時能量。
2022 年，電池獲得了近 3050 萬美元的競價成本回收，主要來自實時市場。盡管電池只占 CAISO 容量的 5%，但電池在 2022 年結(jié)算的 BCR 總量中占據(jù)了近 10%。2022 年，每兆瓦活躍容量的實時 BCR 同比增長了 353%。盡管電池的 BCR 在 2022 年大幅增加，但 DMM 估計，由于 2022 年 11 月批準(zhǔn)的費用修訂，在未來的和解中將取消多達(dá) 840 萬美元的 BCR。
由于火力資源發(fā)電技術(shù)固有的某些特征，其在能源現(xiàn)貨市場面臨跨期約束。例如，聯(lián)合循環(huán)燃?xì)廨啓C(jī)比其他發(fā)電類型具有更長的爬坡周期和更長的最小運行時間。這些資源會產(chǎn)生在調(diào)度計劃之前啟動發(fā)電機(jī)并將其抬升至運行下限的成本，以及在最短運行時間內(nèi)提供輕負(fù)載或零負(fù)載的成本。然而，在設(shè)定給定市場區(qū)間的節(jié)點邊際價格 (LMP) 時，僅考慮能量成本，而不考慮這些啟動成本和最低負(fù)載成本。BCR 對傳統(tǒng)發(fā)電商的用途之一是減輕以下風(fēng)險：LMP 與資源能量競價成本之間的差價將無法提供足夠的補(bǔ)償滿足其啟動和最低負(fù)載成本。運行限制也可能導(dǎo)致能源調(diào)度價格低于提交的能源競價價格。BCR 還旨在確保當(dāng)每日收入總額不足以覆蓋運行日所有競價成本總額時傳統(tǒng)發(fā)電商的這些能源競價成本的回收。
作為 NGR 參與的電池沒有啟動、關(guān)閉、最小負(fù)載或過渡成本，因此缺乏 BCR 的傳統(tǒng)驅(qū)動因素。然而，與傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)一樣，電池確實會產(chǎn)生能量競價成本，這些成本可能需要競價成本回收。這些能源競價成本可以包括與未來調(diào)度間隔相關(guān)的機(jī)會成本。在當(dāng)前的BCR設(shè)計下，電池可以在各種不經(jīng)濟(jì)的調(diào)度下實現(xiàn)其能量競價成本回收。
很多導(dǎo)致 BCR 付款的電池調(diào)度限制源自荷電狀態(tài)的限制。這些荷電狀態(tài)限制可能會導(dǎo)致不經(jīng)濟(jì)的市場調(diào)度，而這些調(diào)度有資格獲得競價成本回收付款。例如，當(dāng)電池沒有足夠的實時荷電狀態(tài)來實現(xiàn)日前市場中標(biāo)時，實時市場可能會迫使日前市場中標(biāo)進(jìn)行不經(jīng)濟(jì)的回購。這會導(dǎo)致實時 BCR 支付。此外，可以通過最小或最大荷電狀態(tài)每日競價參數(shù)或通過停電申請來對管理電池儲能的能量上下限。當(dāng)這些限制約束并導(dǎo)致不經(jīng)濟(jì)的調(diào)度時，資源可能有資格獲得競價成本回收付款。
由于當(dāng)前的 BCR 規(guī)則是為傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)組設(shè)計的，并且沒有考慮電池的荷電狀態(tài)限制或其他物理特性，因此向電池支付的某些 BCR 費用可能不合適。例如，在機(jī)組停機(jī)的情況下，傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)沒有資格獲得與降額或停機(jī)相關(guān)的成本回收。然而，電池可以通過最小或最大存儲能量值來實現(xiàn)停機(jī)，而無需使用任何對兆瓦的降額。在這種情況下，電池可能仍然有資格收回與停機(jī)相關(guān)的競價成本，因為資源沒有任何對兆瓦的降額，并且在這些情況下 BCR 的排除規(guī)則不考慮荷電狀態(tài)。在其他情況下，電池可能會直接負(fù)擔(dān)荷電狀態(tài)限制，從而導(dǎo)致競價成本回收的付款。電池還可能采取措施不在較早的時間間隔內(nèi)充電或放電，以限制較晚的時間間隔內(nèi)的荷電狀態(tài)，從而導(dǎo)致無法達(dá)成日前的出力計劃。這些場景可能會導(dǎo)致市場的低效率和額外BCR 費用的增加，并且會受到博弈的影響。
DMM 在之前的利益相關(guān)者評論中建議并繼續(xù)建議 CAISO 增強(qiáng)儲能資源的競價成本回收規(guī)則，以考慮荷電狀態(tài)限制和儲能資源特有的其他屬性。CAISO 實施了一項有針對性的市場優(yōu)化措施，以消除一種對電池不適當(dāng)?shù)腂CR。2022 年 11 月，聯(lián)邦能源管理委員會 (FERC) 批準(zhǔn)了一項市場規(guī)則變更，禁止市場軟件在不經(jīng)濟(jì)的調(diào)度的情況下接受BCR，為了保持電池有足夠的荷電狀態(tài)來執(zhí)行輔助服務(wù)中標(biāo)。正如 DMM 之前指出的，BCR 的主要目的并不是在每種情況下實現(xiàn)一般成本回收。【11】
盡管電池資源在提供調(diào)頻方面面臨著傳統(tǒng)資源所不具備的額外成本，即需要實時充電和放電以維持其提供調(diào)頻能力（鑒于其局限性），但 DMM 認(rèn)為在這些情況下電池接收 BCR 是不合適的，并且這會導(dǎo)致低效率的結(jié)果。DMM 估計，支付給儲能資源的高達(dá)75%的BCR來自于特定時間輔助服務(wù)中標(biāo)相關(guān)的不經(jīng)濟(jì)調(diào)度【12】。DMM 進(jìn)一步估計，這一原因可能會導(dǎo)致 2022 年支付給電池的 BCR 金額高達(dá) 1,960 萬美元（約占總額的 64%），不過之后高達(dá)840萬美元的支付將會被取消。此規(guī)則變更具有追溯力，自 2022 年 9 月 20 日起生效。
2.8 輔助服務(wù)
加州 ISO 在日前和實時市場中采購四種輔助服務(wù)：向上調(diào)頻、向下調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用和非旋轉(zhuǎn)備用。CAISO 使用向上調(diào)頻和向下調(diào)頻來通過平衡發(fā)電和需求來維持系統(tǒng)頻率。旋轉(zhuǎn)和非旋轉(zhuǎn)資源統(tǒng)稱為運行備用，用于在緊急運行條件和負(fù)載出現(xiàn)重大意外變化期間維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。
混合和 NGR 資源可以提供輔助服務(wù)?；旌腺Y源需要管理其荷電狀態(tài)，以便有足夠的空間（向上或向下）來履行其輔助服務(wù)中標(biāo)。當(dāng)建模為 NGR 的電池中標(biāo)輔助服務(wù)時，日前和實時市場會強(qiáng)制實施約束來管理荷電狀態(tài)，以確保其在 CAISO 費用要求的時長內(nèi)可提供所授標(biāo)的輔助服務(wù)。這些約束稱為輔助服務(wù)荷電狀態(tài)約束 (ASSOC)。
當(dāng)資源提供向上調(diào)頻或向下調(diào)頻時，它將響應(yīng)四秒自動發(fā)電機(jī)控制 (AGC) 指令，這會影響荷電狀態(tài)。這會導(dǎo)致日前和實時荷電狀態(tài)之間的差異，并可能導(dǎo)致需要ASSOC 實時綁定儲能資源的充電或放電，以便它們能夠履行已授標(biāo)的調(diào)頻。
輔助服務(wù)中標(biāo)的影響目前并未反映在市場荷電狀態(tài)模型中。這可能會導(dǎo)致 ASSOC 約束更頻繁，并且可能導(dǎo)致在日前當(dāng)天連續(xù)多個小時可行的輔助授標(biāo)在實時變得不可行。2022 年，CAISO 開發(fā)了市場增強(qiáng)功能，旨在改進(jìn)輔助服務(wù)對電池荷電狀態(tài)影響的建?！?3】。
最初，電池傾向于提供輔助服務(wù)，特別是頻率調(diào)節(jié)，因為它可以使它們避免深度充電和放電循環(huán)，從而導(dǎo)致電池快速退化。在過去兩年中，電池提供的調(diào)頻服務(wù)顯著增加。圖 2.8.1 顯示了自 2022 年初以來，電池如何持續(xù)提供比市場所需多數(shù)倍的調(diào)頻。
CAISO 報告稱，越來越多的資源（尤其是電池）無法實時交付調(diào)頻【14】。 在這些情況下，資源要么無法連接到 AGC，要么不遵循 AGC 信號。2023 年 2 月，一些調(diào)度協(xié)調(diào)員未能在超過 20% 的實時區(qū)間內(nèi)提供調(diào)頻調(diào)度【15】。
圖2.8.1 由電池儲能提供的日前調(diào)頻服務(wù)情況
隨著電池資源的增多，電池提供的輔助服務(wù)占其總?cè)萘康谋壤龑嶋H上有所下降。圖 2.8.2 顯示輔助服務(wù)已從占據(jù)電池容量的大部分變?yōu)閮H占一小部分。
圖2.8.2 電池容量輔助服務(wù)競價的百分比
2.9 資源充裕性
加州的資源充裕性計劃旨在確保加州 ISO 系統(tǒng)有足夠的資源來安全可靠地實時運行電網(wǎng)，并為新資源的選址和建設(shè)提供激勵，以確保未來可靠地運行電網(wǎng)。
該州的資源充裕性 (RA) 計劃使用一種稱為凈合格容量 (NQC) 的指標(biāo)來表示所有資源（包括電池）可出售給LSE以滿足其每月資源充裕性義務(wù)的最大兆瓦容量。CPUC 根據(jù)對四小時內(nèi)持續(xù)輸出的測試來確定參與 NGR 模型的電池的 NQC。放電時間更長的電池與只能提供四個小時能量的電池相比，獲得的 RA 容量信用額并沒有不同。
CPUC 計算混合和共址資源容量的方式不同于獨立可再生能源或獨立儲能資源【16】。目前，CPUC 使用有效負(fù)荷承載能力（ELCC）方法來為太陽能和風(fēng)能資源分配資源充裕性容量值。該方法將“有效性因子”應(yīng)用于資源的銘牌值，以確定可再生資源所可被計入的資源充裕性容量值。
根據(jù) CPUC 的方法，他們通過將 ELCC 百分比應(yīng)用于可再生能源的銘牌容量與可充電時間內(nèi)以恒定速率對電池充電所需的容量之間的差異來確定混合資源的可再生資源部分的合格容量值。因此，混合和共址資源獲得的合格容量低于相同大小的獨立資源?；旌腺Y源儲能部分的合格容量值基于電池的最大可交付容量或在指定時間段內(nèi)轉(zhuǎn)移到電池的可再生充電能量除以四（如果電池預(yù)計不會完全充電）。
資源通過參與 RA 計劃而受益，在與 LSE 簽訂合同時獲得容量付款。然而，在參與 CAISO 市場時，RA 資源受到許多額外要求的約束。例如，在剩余機(jī)組組合 (RUC) 不可行的日子里，RA 儲能資源受到最低荷電狀態(tài) (MSOC) 要求的約束，這在本報告的熱浪部分中進(jìn)行了描述。【17】
圖 2.9.1 顯示了 2022 年月底參與 RA 容量、電池 NQC 總量以及銘牌電池總?cè)萘?。?8】 總的來說，電池將其可用 NQC 的 69% 到 95% 貢獻(xiàn)給 RA，具體取決于月份。2022 年 12 月，64 個正在使用的電池資源中的 12 個（銘牌總?cè)萘考s為 550 MW）沒有為 RA 貢獻(xiàn)容量。
圖2.9.1 2022年RA電池容量
CAISO 提出了多項市場改進(jìn)措施，以提高 RA 電池性能，目前仍在與利益相關(guān)者商談的過程中。其中一項改進(jìn)功能規(guī)定，儲能和混合資源將受到必須提供的義務(wù)的約束，該義務(wù)反映了資源的充電和放電能力，以便市場可以充分優(yōu)化資源的方方面面。目前，在大多數(shù)情況下，電池不需要向市場提供其充電容量。
最初的改進(jìn)提案包括一項規(guī)定了混合資源可以使用動態(tài)限制工具來通知CAISO它現(xiàn)在不可用，因為現(xiàn)場發(fā)電或儲能常常不可用。當(dāng)現(xiàn)場儲能部分充電時，當(dāng)環(huán)境溫度影響發(fā)電設(shè)備時，或者僅僅是因為混合資源的 VER 部分的間歇性的原因，發(fā)電容量就可能不可用。同樣，混合資源可能會遇到儲能部分完全充電或完全耗盡的情況，從而使得資源在其部分運行范圍內(nèi)調(diào)度變得不可行。
2.10 局部市場力緩解程序
作為日前和實時市場流程的一部分，CAISO包含了局部市場力緩解程序 (LMPM)，這是一種自動化程序，旨在確保資源提供的能源等于或接近其生產(chǎn)成本。從 2021年11月開始，使用非發(fā)電機(jī)資源 (NGR) 模型的電池資源會受到緩解程序限制。容量5MW及以下和母公司不是CAISO市場凈售電商的儲能資源是不受緩解程序限制的。目前，無論大小，混合資源都不受緩解程序影響。與所有資源類型一樣，當(dāng)電池用于提供反向潮流用于緩解綁定的非競爭性輸電約束上的阻塞時，市場力緩解程序同樣適用于電池。
與其他資源類型不同，NGR儲能資源可能對負(fù)MW（用于充電）競價，因此會受到其負(fù)（充電）競價和正（放電）競價的影響。假設(shè)存在競爭性市場條件，電池就會被激勵在能源套利價差最大化的時間內(nèi)充電。競價曲線充電部分的競爭性能量競價應(yīng)反映出了在某時間點放棄充電的機(jī)會成本。如果資源提交非常低的充電競價，則該資源將不太可能獲得充電授標(biāo)，并且低出價反映了放棄充電的低成本。
然而，如果資源提交了一個非常高的充電競價，則該資源將更有可能獲得充電授標(biāo)，這反映了該資源放棄充電的高機(jī)會成本。資源可以通過提交高充電報價來潛在地阻止對非競爭性約束的反向潮流（當(dāng)這樣做可能不經(jīng)濟(jì)時）。當(dāng)資源緩解生效，充電競價可能會降低，導(dǎo)致電池?zé)o法獲得市場充電授標(biāo)。當(dāng)充電未授標(biāo)時，非競爭性約束上的潮流就會減少。【19】
本報告第2.3節(jié)圖2.3.1和圖2.3.2顯示，平均而言，一天中大部分時段的充電競價價格均低于節(jié)點價格。因此，如圖 2.10.1 所示，2022 年無論是日前市場、十五分鐘市場還是五分鐘市場，充電競價很少因緩解程序而改變。
與其他資源類型一樣，只有當(dāng)資源的競價高于其默認(rèn)能源競價(DEB)和資源所在位置的競爭性 LMP 時，競價才會在 LMPM 流程期間發(fā)生更改。NGR 儲能資源有機(jī)會為其 DEB 計算選擇“儲能選項”。【20】大約 74% 的受 LMPM 約束的正在運行的CAISO電池選擇了儲能 DEB。日前和實時市場儲能 DEB 分別使用公式 2.10.1 和公式 2.10.2 計算。
儲能 DEB 的能源成本組成部分是在以下假設(shè)下計算的：資源每天執(zhí)行一個充電和放電周期，并且它將在一天中最便宜的連續(xù)時間段內(nèi)充電。資源可能具有個性化的可變運營成本，這些成本由 CAISO 驗證。這些成本通常反映了對潛在電池衰減成本的保守估計，如果電池每天循環(huán)多次，可能會產(chǎn)生這種成本。
實時儲能 DEB 包括基于價格的機(jī)會成本參數(shù)，該參數(shù)旨在防止在一天中無法實現(xiàn)利潤最大化的時間調(diào)度被減弱的電池。特定資源的機(jī)會成本組成部分被設(shè)置為第 N 個最高的日前 LMP，其中 N 等于資源的放電持續(xù)時間（以小時為單位）。例如，如果儲能資源的放電持續(xù)時間為四小時，則機(jī)會成本將是第四高的日前 LMP。
CAISO 最近提出的市場改進(jìn)措施包括在日前市場儲能 DEB 中添加機(jī)會成本的部分，使用與實時 DEB 相同的計算。【21】
圖 2.10.1 顯示了 2022 年各市場的季度電池緩解程序平均情況。2022 年第二和第三季度電池更頻繁地受到緩解影響，尤其是在5分鐘市場。在資源競價因緩解程序而改變的情況下，競價通常會更改為 DEB。在 5 分鐘市場中，電池更改后的競價降低到 DEB的頻率是競價為競爭性 LMP 的四倍，在 15 分鐘市場中是競價為競爭性 LMP 的五倍。LMPM 更改的競價轉(zhuǎn)換為 DEB，比日前市場的 LMP 高出約 20%。
圖 2.10.1 每季度的電池緩解程序影響
3 2022年9月份熱浪
2022年8月31日至9月9日期間，CAISO和WEIM 系統(tǒng)經(jīng)歷了長時間的高溫事件。它因為美國西部大部分地區(qū)創(chuàng)下了創(chuàng)紀(jì)錄的極端高溫天氣條件而被廣泛關(guān)注。本節(jié)介紹了熱浪期間及前后電池的參與情況，并回顧了 DMM 和加州 ISO 之前與電池儲能相關(guān)的調(diào)查結(jié)果。【22】【23】
3.1 儲能參與概況
在熱浪期間，電池往往將大部分向上和向下的容量投入市場。圖 3.1.1 顯示了截至 9 月 9 日電池容量的 NGR 電池資源平均每小時實時（15 分鐘）調(diào)度情況。表 3.1.1 顯示了熱浪期間高峰時段的平均調(diào)度與 2022 年總體高峰時段情況。平均輸出出力計劃（包括能量放電、調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用和靈活性爬坡）往往會在當(dāng)天早些時候減少（與 2022 年總體相比），以便為電池充電。
如圖3.1.1和表3.1.1所示，與年度趨勢相比，熱浪高峰時段的充電和放電出力均有所增加，盡管在這些時段充電出力總體仍然較低。在熱浪高峰時段，上調(diào)出力顯著增加，而下調(diào)出力平均減少。在熱浪期間，電池在市場調(diào)頻中占據(jù)了很大份額，甚至在某些時間區(qū)間提供了所有調(diào)頻。【24】平均而言，計劃的電池容量最多為可用容量的82%。
圖3.1.2和圖3.1.3分別顯示了日前和實時市場熱浪期間電池資源平均能量競價與平均節(jié)點價格的比較?！?5】無論是實時市場還是日前市場，儲能資源在上午和下午早些時候的充電意愿都較高。日前市場，放電報價全天保持相當(dāng)穩(wěn)定。盡管儲能資源的報價遠(yuǎn)高于平時，但平均而言，在高峰需求時段，電池的報價都低于平均節(jié)點價格。事實上，實時市場高峰時段的平均放電報價實際上有所下降。
圖3.1.1平均每小時電池出力（2022年8月31日-9月9日）
表3.1.1平均熱浪期間出力與2022年平均出力的百分比差異
圖3.1.2日前平均電池競價價格和節(jié)點價格（2022年8月31日-9月9日）
圖3.1.3 實時平均電池競價價格和節(jié)點價格（2022年8月31日-9月9日）
在熱浪期間，CAISO 發(fā)布了能源緊急警報 (EEA)，以使公眾和市場參與者了解能源短缺情況。圖 3.1.4 將日前和十五分鐘市場的平均每小時電池調(diào)度與 EEA 期間參與的 RA 總?cè)萘窟M(jìn)行了比較 【26】如圖3.1.4所示，RA電池在這些時間內(nèi)提交的總能源和輔助服務(wù)出力和競價超出了這些資源的RA義務(wù)。圖 3.1.4 EEA 事件期間 RA 義務(wù)下的電池平均出力
圖3.1.4 EEA 事件期間RA 義務(wù)下的電池平均出力
然而，如圖 3.1.4 所示，在這些時間內(nèi)，平均有約 214 MW 的價格低于LMP的競價和另外356 MW的高于LMP的能源報價未被調(diào)度。因此，在這些小時內(nèi)平均有約 570 MW 的未調(diào)度的能源競價，占電池提供的 RA 總?cè)萘康?20% 以上。
DMM 之前的分析表明，實際上，由于與荷電狀態(tài)和其他問題相關(guān)的各種運行限制，大部分未調(diào)度的容量可能無法使用。這些限制包括：
最低荷電狀態(tài) (MSOC) 要求，在壓力條件下管理電池的出力，以便它們能夠在調(diào)度員所定義的關(guān)鍵時間內(nèi)放電。
輔助服務(wù)荷電狀態(tài) (ASSOC) 約束，它可以融合在實時市場中并影響電池充放電來為它們提供足夠的空間來履行其被授標(biāo)的輔助服務(wù)。
聚合容量約束，確保共址資源的組合生成不會超出公共電網(wǎng)連接點限制。
充電上限和下限，可選的可競價參數(shù)，代表交易日資源中應(yīng)維持的最高和最低存儲能量值（以MWh為單位）。
小時結(jié)束最終荷電狀態(tài) (EOH SOC) 競價參數(shù)，這是一個可選的實時參數(shù)，供 NGR 資源用來管理其荷電狀態(tài)。
3.2 最低荷電狀態(tài)要求
作為2021年為夏季做準(zhǔn)備的市場改進(jìn)的一部分，CAISO 開發(fā)了一種新工具，用于在緊張的系統(tǒng)條件下管理電池資源，稱為最低荷電狀態(tài) (MSOC) 要求。MSOC 旨在在系統(tǒng)壓力較大的情況下保持電池的荷電狀態(tài)，以便它們可以在整個高峰需求時段釋放能量。
最初，CAISO 打算將此功能作為管理關(guān)鍵時期的權(quán)宜之計，同時完善電池儲能資源規(guī)則，并給出了實施后兩年的最后期限。然而，CAISO 指出，作為儲能改進(jìn)計劃的一部分，2022 年批準(zhǔn)的替代措施（包括非正常調(diào)度的新規(guī)則和荷電狀態(tài)建模工具）將不會在 2023 年夏季之前實施。因此，CAISO 已提議將 MSOC 要求延長至2024 年夏季之前。【27】 只有提供資源充裕性的電池才須遵守MSOC要求。市場軟件僅在日前市場供應(yīng)與預(yù)測需求之間存在短缺時才會激活 MSOC，從而導(dǎo)致剩余機(jī)組組合(RUC) 不可行。在實時市場中激活 MSOC 之前，市場運營商會決定一系列“關(guān)鍵時間”，這些時間要求各個資源什么時間需要保持多少電量，從而決定了各個資源需要維持的時間和費用，以滿足高峰期的需求。
市場軟件計算資源如何在關(guān)鍵時段和之前的時段以小時為單位最佳地保持荷電狀態(tài)。EOH SOC 可競價參數(shù)將在比MSOC計算更具限制性（導(dǎo)致更高的荷電狀態(tài)）的前幾個小時內(nèi)應(yīng)用。然而，在關(guān)鍵時刻，MSOC 始終具有優(yōu)先權(quán)。
MSOC 需求在 2022 年夏季熱浪期間非常活躍。盡管此時滿足要求的電池較少，但MSOC要求通常在早上最高。受 MSOC 要求影響的資源數(shù)量在晚上有所增加，并且在每天的關(guān)鍵時期之前要求數(shù)量激增。圖 3.2.1 提供了 2022 年 9 月 6 日 MSOC 要求趨勢的示例。CAISO 已注意到 在熱浪期間，MSOC 要求在關(guān)鍵時間之前的時間區(qū)間內(nèi)被最頻繁地約束，盡管經(jīng)濟(jì)性的競價通常使電池保持在最低要求之上?！?8】
圖3.2.1 2022 年 9 月 6 日最低荷電狀態(tài)要求
在某些情況下，在確定電池的荷電狀態(tài)時，價格考慮因素會超越 MSOC 要求。9月6日，當(dāng)天一開始的實時電價較高，導(dǎo)致電池比平常更早放電。圖3.2.2 比較了熱浪日中四個熱浪日的資源充裕性電池的實時荷電狀態(tài)與這些電池在熱浪發(fā)生前 30 天內(nèi)的充電情況平均狀態(tài)。在這些天里，關(guān)鍵時間被設(shè)置為 19 點到 21 點。9 月 6 日也許是其中最值得注意的一天。雖然這些電池通常在熱浪來臨前的 19 點左右開始放電，但在9月6日這一天，電池在 14 點左右開始放電。DMM 指出，該天的提前放電可以部分解釋為 1000 美元/MWh 的報價軟上限，這限制了電池在實時凈負(fù)荷價格較高的時間里反映其機(jī)會成本的能力?！?9】
在熱浪的大部分日子里（包括圖 3.2.2 中所示的 9 月 4 日、5 日和 7 日），電池的荷電狀態(tài)比熱浪之前的時期要高得多。此外，他們一直保持這種高荷電狀態(tài)，直到 MSOC 關(guān)鍵時刻到來。然而，在整個熱浪期間，CAISO 電池組的總荷電狀態(tài)往往保持在總充電容量的 90% 以下（約 13,600 MWh）。由于第 3.1 節(jié)中列出的這些限制，即使在峰值負(fù)載之前的幾個小時內(nèi)，電池也不會充滿電。
一般來說，在整個熱浪期間，整個儲能電站群都保持最低荷電狀態(tài)，并且當(dāng)價格足以實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)調(diào)度時，電池能夠提供等于或高于日前授標(biāo)的能量。【30】
圖3.2.2 資源充裕性機(jī)組的荷電狀態(tài)（2022年9月4-7日）
3.3 非正常調(diào)度（Exceptional dispatch，罕見調(diào)度、異常調(diào)度？）
當(dāng) CAISO 運營商確定市場優(yōu)化結(jié)果可能不足以解決特定的可靠性問題或約束時，CAISO運營商在機(jī)組組合和能量調(diào)度上使用非正常調(diào)度。這種類型的調(diào)度有時稱為市場外調(diào)度或手動調(diào)度。
在整個熱浪期間，電池儲能資源參與非正常調(diào)度，主要是為了在預(yù)計高峰需求時段進(jìn)行充電準(zhǔn)備。圖3.3.1顯示了熱浪期間平均每小時的實時非正常調(diào)度情況。充電的非正常調(diào)度往往在下午早些時候達(dá)到高峰，并持續(xù)到高峰需求時間之前。
圖3.3.2顯示了按天平均每小時實時非正常調(diào)度情況。電池資源在 9 月 3 日或 9 月 5 日沒有非正常調(diào)度。CAISO 的夏季市場表現(xiàn)報告指出，非正常調(diào)度充電主要是為了應(yīng)對軟件問題，該問題阻止儲能資源以高于 150 美元/MWh 的價格競價充電 ，這導(dǎo)致這些資源即使在優(yōu)先序列中也無法充電?！?1】
圖3.3.1 非正常調(diào)度平均小時能量（2022年8月31日-9月9日）
圖3.3.2 每日非正常調(diào)度的平均小時能量
目前，電池只能被非正常調(diào)度以充電或放電至一個MW目標(biāo)。如果資源被調(diào)度來釋放能量，則該資源將按照其競價或所調(diào)度的MW量的現(xiàn)貨價格中的較高者獲得補(bǔ)償。運營商還可以在 0 MW 或接近 0 MW 時發(fā)出非正常調(diào)度，以使電池保持其荷電狀態(tài)。這將導(dǎo)致無法補(bǔ)償與非正常調(diào)度相關(guān)的保持荷電狀態(tài)的機(jī)會成本。在 2022 年夏季熱浪期間，約 64% 的電池非正常調(diào)度出力計劃為 0 MW。
CAISO 對電池非正常調(diào)度的市場規(guī)則制定了多項改進(jìn)措施，計劃于 2023 年秋季實施。其中一項變更已于 2022 年 12 月獲得批準(zhǔn)但尚未實施，該變更將允許運營商對電池進(jìn)行非正常調(diào)度來確定到某個目標(biāo)時間都保持一定的荷電狀態(tài)（MWh）。
CAISO 還開發(fā)了一種新方法學(xué)來補(bǔ)償這種新型非正常調(diào)度的電池。這種新方法包括機(jī)會成本方法，該方法將獲取到一個資源在其非正常調(diào)度期間和運行日剩余時間內(nèi)以最佳方式參與市場時將獲得的收入。CAISO 的儲能改進(jìn)最終提案提供了一個擬議的補(bǔ)償框架如何運作的示例?！?2】
