美国加州分布式储能参与电力市场分析

引言

截至2018年底,全球分布式电化学储能投运规模达到5.4Gwh,占全球电化学储能投运总规模的50.6%,是各个应用领域中累计装机规模最大、应用场景最丰富的领域。从区域上来看,分布式储能在美国、欧洲、澳大利亚、日本等国家和地区的应用较为活跃,这些国家具有较高的终端用户电价、合理的峰谷电价差等比较有利于储能应用的电价制度。根据中关村储能产业技术联盟全球储能数据库的不完全统计,截至2019年11月,美国已投运的电化学储能项目总规模达1.26Gw。从区域上看,PJM、CA1so、ERCoT、M1so、1so-NE合计占到美国储能总规模的90%以上。CA1so(California1ndependentsystemoperator,1nc）是加州电力市场的运营主体和加州电网的调度中心,是美国储能能量规模最大的地区,占到已投运项目44%的能量规模和18%的功率规模。加州储能以提供能量服务为主,应用领域比PJM更为多样。本文将详细介绍CA1so区域为促进分布式储能的应用而设定的政策及市场规则关键点。

1储能资源模型与准入标准

为了方便储能装置参与电力市场交易,CA1so先后定义了3种资源模型:代理需求响应资源(PDR）、分布式能源(DER）以及非发电资源(NGR）,这3种不同的资源模型有着不同的性能要求,如表1所示,也代表了参与电力市场交易的不同身份。

代理需求响应资源(PDR）:电力市场的参与者根据价格信号减负荷,并参与能量市场以及辅助服务市场的竞标,同类中的还包括RDR模型以及CA1so为储能装置能更容易在市场中获利而重新定义的PDR-LsR模型。

分布式能源(DER）:CA1so允许不同的分布式能源包含储能装置以"聚合"(aggregation）的形式加入到电力市场交易中。

非发电资源模型(NGR）:为了储能可以更广泛参与电力市场,尤其是调频市场,发挥储能装置在灵活性发面的优势,CA1so定义了NGR模型,并制定了专门的调频能量管理方案(REM）。NGR中分为3种细分模型,即LEsR、一般性NGR、DDR。储能可以根据情况用以上3种不同身份中的一种参与到电力市场交易中,并依据身份的不同要求,提供不同的服务形式(容量、能量以及各种不同类型的辅助服务）。需要注意的是,同一个储能单元,既可以选择PDR形式,也可以选择NGR形式参与到电力市场交易中,但如果选择PDR,将不能参与REM方案,而在REM方案中,储能单元可以获得更大的收益。

以一套20Mw/5Mwh的储能系统为例,在PDR形式中,辅助服务市场要求储能单元必须具备持续放电1h的能力。为满足此需求,储能系统只能选择申报5Mw容量以保证被调用时具备持续放电1h的能力,中标后容量费按照5Mw进行结算,能量费按照绿色柱状图进行结算,如图1所示

而在NGR形式中,选择参加REM方案,储能单元可持续放电的时间要求从60min缩短到15min,即可以申报20Mw,能量费如黄色柱状图。从图1可知,两种形式能量费相同,但在REM方案中,储能可获得更多的容量费,这将更有利于储能发挥其灵活性高的优势,也可以实现实时充放电管理。

加州辅助服务市场购买的辅助服务是一种容量储备,任何资源只要在辅助服务市场被选中,不管实际上在实时市场/实时调度是否被利用到,被选中的容量都会按该产品的市场价得到支付。如果被利用到,被调度到的能量还按实时市场的能量价格再次得到结算。因此,辅助服务资源可获得容量费和调用的能量费,从收益构成上来看,容量费较能量费占更大比例。

2分布式能源资源聚合(DERAggregation）

由于分布式储能具有规模小、分布散的特点,多点聚合成为分布式储能发展的趋势之一。DER形式可以聚合包括任意形式的分布式资源,如发电、储能和/或需求侧资源,成为研究热点。

2.1参与批发市场的机制

针对分布式能源资源聚合,对其可以聚合的单个资源的数量没有限制,可以包括一种或多种资源类型。一个聚合中的资源可以跨多个定价节点,但必须在单个子负荷聚合点内,即在CA1so明确的一条输电阻塞的同一侧,其他要求如表1所示。

分布式能源聚合的所有者或运营商被称为分布式资源供应商(DERP）,可以参与CA1so的能量和辅助服务市场。要成为市场参与者,DERP必须:(1）与CA1so签署协议,表明其接受并将遵守协议;(2）向CA1so提供一份组成其一个聚合或多个聚合的分布式资源的清单;(3）通知分布式资源所在的服务区域的公用事业配电公司或计量子系统;(4）获取公用事业配电公司或计量子系统的同意信;(5）完成CA1so的新资源开展流程,包括10天的试运行期。

与其他市场参与者一样,DERP只能通过调度协调员在批发能量市场和辅助服务市场进行竞标。关键的例外是,当DERP的聚合资源跨越多个定价节点时,调度协调员提交的投标必须包含发电分布因子(generationdistributionfactors）,其反映了聚合资源中每个节点的资源份额。在响应代表DERP的投标时,CAIso将把聚合资源视为单个资源,而不考虑单个DERs的位置。CAIso针对聚合层面发布调度指令,然后由DERP将这些指令分解到DERs。DERs必须在定价节点级别提供一个与CAIso的调度指令和投标中的发电分布因子(如果有的话）一致的净响应。

2.2DERP参与批发市场的障碍

按照DER理论,如果规则和商业模式允许,那么DER可以提供CAIso能源和辅助服务市场中的多种有价服务。但目前DER的参与比较有限,预计在短、中期内这种情况仍将如此,主要是因为DER面临着来自政策监管、经济效益、技术等方面的障碍。

政策监管方面,主要来自CAIso试图将分布式资源聚合与传统的发电设施放在同一基础上对待。最大的监管障碍是24/7结算制度,该制度要求7天24小时结算,电池所有者必须支付通过表计充电时的零售电价,另外还需为这部分充电支付批发市场的LMP价格,从而导致计量表后的电池支付两次充电费用。此外,对跨越在零售/批发界限的DERs进行支付导致了不同主体之间的协调问题,包括CAIso与公用事业配电公司。

经济效益方面,主要是DER净收入低,预测设备、监控设备等设备的大量投入又提高了成本。另外,加州的零售侧的净计量计划或CAIso的PDR、RDR模型,由于其收益较高,均对DER构成竞争。很多分布式储能项目可能选择参与前者,而不是通过DER模式去聚合参与批发市场。

技术障碍方面,每个DER都要配备表计或相关设备,而提供辅助服务时,必须安装能够每隔1min传送数据的遥测系统。此外,还要解决电网末端双向流动带来的电力供需平衡问题。

3DER参与市场交易机制的经验总结

由于每个电力市场的特定规则和环境是不同的,CAIso迄今为止在DER项目上的经验对其他地方的适应程度不同,以下经验可作为其他区域的借鉴。

(1）应该全面审查法律监管层面的需求。监管机构应将设计DERs通过聚合参与批发市场的过程视为一个机会,可以重新审视现有设计和实施要求的逻辑的机会。(2）必须仔细考虑与现有需求响应程序的交互性。DERprograms的结构应该尽可能与现有的需求响应程序互补,而不是竞争。(3）管辖权问题将持续存在,只有通过监管机构之间持续的合作才能有效管理。由于DERs跨越了零售/配电和批发/大宗采购的传统边界,因此它们无论更多地参与哪一类,都将继续挑战实际操作环境与法律环境。(4）谨慎处理与公共事业所有的配电公司的合作。(5）提炼出可以通过研究和试点项目需要解决的问题。

4结语

从国际储能市场来看,分布式储能的崛起与发展离不开政策的鼓励与机制的支持,在政策激励带来的快速发展之际,部分国家开始从简化分布式储能参与电力市场的流程,降低市场准入门槛,允许分布式储能参与更多市场等方面推进电力市场规则的修改,一方面挖掘分布式储能在维持电力系统稳定性、安全性以及帮助接入更多可再生能源等方面的潜力与价值,另一方面为分布式储能所有者提供更多收益来源,促进分布式储能的蓬勃发展。