1 总结

  1.1 背景

  随着能源市场从化石燃料转向间歇性可再生能源，为了维持电网的灵活性和弹性，越来多的电池储能资源进入了市场。尤其是美国西部，加利福尼亚州、华盛顿州和俄勒冈州等州都有雄心勃勃的脱碳目标。为了实现2045年温室气体的减排目标，加州预计需要79 GW的新可再生能源发电和约 50 GW的电池储能。【1】

  由于电池技术与天然气和水力发电这样更传统的发电技术有着本质的不同，大量电池储能并网带来了新的挑战和机遇，大多数正在运行的大型储能系统都使用锂离子技术，目前锂离子技术比其他电池技术更受欢迎，因为它能够快速响应、循环效率高（充电和放电之间的能量损失低）并且经济效益高。除了在关键时段提供灵活的发电能力外，电池储能资源组现在还代表了一天中其他时段的大量额外需求/负载（由于充电）。

  电池不产生能量，而是储存能量并将其从一天中的一个时间移动到另一个时间。只要充电和放电之间的价格差异足够大，足以弥补存储的效率损耗和可变运营成本，电池就可以通过这种称为套利的策略获利。电池可以在中午太阳能充足且系统价格最低时购买能源，然后在晚上电力需求高、太阳能输出低且价格高得多时将其卖回电网。

  除能源外，电池还为电网提供其他服务和效益。由于响应时间快，电池非常适合提供用于平衡非常短期供需差异的服务，例如频率调节和灵活的爬坡产品。此外，电池可以通过套利来缓和每日价格的极端波动，即在一天中价格极低的时段增加对可再生能源的需求，并在晚上增加供应以压低价格。

  本报告描述了加州 ISO 和西部能源不平衡市场的电池储能资源状况。我们使用几个关键指标来评估电池的性能，并评估电池资源的最新市场进步。

  1.2 关键发现

  CAISO平衡区域的电池储能容量从2020年的约500 MW 增至2023年5月的5,000 MW。超过一半的容量与其他发电技术（尤其是可再生能源）物理捆绑共同使用，要么在共址模式下共享公共电网连接点且可以独立运营，要么作为单一混合资源的一部分。

  约1,000 MW 的电池容量参与西部能量不平衡市场(WEIM) 。这比 在2022 年底 WEIM 仍在使用的电池容量翻了四番。

  在 2022 年 9 月的热浪期间，电池提供了宝贵的净峰值容量和电能量。8 月 31 日至 9 月 9 日的 17 至 21 时内，所以电池为 CAISO 平衡区域提供了 2.4% 的发电量。

  现在，在太阳高峰时段，电池充电占据了负荷的很大一部分。到 2022 年，从 10 点到 13 点间，电池充电占负荷的近 5%。在这些时段里，电池帮助减少了弃电（太阳能发出的电被限制上网）或以极低价格出口剩余太阳能的情况。

  电池现在可以满足CAISO 一半以上的向上调频和向下调频要求。然而，由于电池已转变为在净高峰时段提供更多能量，被使用在辅助服务的电池总容量的百分比有所下降。

  电池市场净收入从 2021 年约 73 美元/千瓦年 增至 2022 年 103 美元/千瓦年。这一增长主要是由较高的峰值能源价格造成的。

  2022 年电池竞价成本回收费用大幅增加。2022 年，电池资源获得所有竞价成本回收的 10%，同时约占 CAISO 市场容量的 5%。这些费用约占电池净市场收入的 7.6%。然而，DMM（Department of Market Monitoring） 估计，由于 2022 年 11 月批准的市场规则变更，高达 28% 的竞价成本回收费用（约 840 万美元）最终将被撤销。DMM 将继续建议增强对电池的竞价成本回收的市场设计。（郭郭的备注：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.这个BCR我不知道怎么翻译准确但是含义是这样的 ）

  自动竞价缓释对电池调度的影响微乎其微。尽管在 2022 年夏季，平均每小时约 200 MW 的电池容量受到竞价缓释的控制，但由于缓释而引起的竞价变化很少对电池的调度水平产生任何影响。

  运营商采用了特殊的最低荷电状态限制，得以确保 2022 年夏季热浪期间大多数日子在高峰净需求时间内电池的可用性。这些要求在生效时的大多数时间段内不具有实际法律约束力。

  在 2022 年夏季热浪期间，电池经常被手动（或非正常）调度。这些非正常调度中的大多数都是为了满足预期净高峰需求时间而保持充电状态。使用非正常调度充电主要是为了应对一个软件缺陷，它限制了储能资源以高于 150 美元/MWh 的价格竞标充电，从而导致这些资源即使在有价值的情况下也无法充电。

  在 2022 年 9 月热浪紧急警报时间内，用于满足资源充裕性（RA) 要求的大部分电池容量都被计划或提供作为能源或辅助服务。然而，在此期间电池提供的 RA 总容量中约有 20% 作为能源竞价但并未被调度。DMM 之前的分析表明，实际上，由于与荷电状态和其他问题相关的各种运营限制，大部分未调度的容量可能无法使用。

  2 电池储能的市场参与情况

  在CAISO市场中，储能资源以非发电资源（NGR）模式参与。NGR 是作为发电或负荷（需求）运行的资源，并使用单一供给曲线以负容量（充电）和正容量（放电）的价格进入市场。

  NGR受到能量限制，无法连续产生或消耗能量。它们可以在其工作范围内的任何点工作，并且可以在发电和消耗能量之间立即切换。为了反映电池的物理运行能力，CAISO 对每个储能资源的最小和最大储能容量、运行上限和下限以及循环效率 (RTE) 进行了建模。

  对于日常运营，NGR 可以选择使用多个可竞价参数来管理其荷电状态。他们可以提交每个交易日的荷电状态上限和下限，这些上限和下限代表资源中必须维持的最高和最低存储能量值（以MWh为单位）。为了更好地控制全天荷电状态的变化，资源可以使用最终荷电状态 (End-hour SOC, EOH SOC)参数，这将在下面第 2.1 节中更详细地描述。

  NGR 还可以提交初始荷电状态值，以指示日前市场交易日第一个参与区间的可用能量。如果市场参与者未提交初始荷电状态，则市场软件将默认该值为前一天的最终荷电状态；如果两者都不可用，则默认为0 MWh。给定日期的初始荷电状态与之前市场运行的最终荷电状态不同的一个原因是，市场软件目前不会把由于电池提供频率调节服务而导致的荷电状态变化考虑进建模。

  目前有两种参与体系允许 CAISO的资源在其运营中将电池与其他发电技术结合起来：混合(hybrid)模式和共址（co-located）模式。然而，许多资源作为独立电池储能运行。在本报告中，我们将独立资源定义为不与其他资源共享公共电网连接点且不使用多种发电技术的资源。

  2.1 多时段优化

  加州 ISO 采用多次结算市场设计，在一系列连续的市场运行中管理竞价和调度——首先是日前市场，然后是实时市场。每个市场都使用了多时段优化来实现资源的有效调度，以便它们能够预测未来的情况。日前市场在 24 小时范围内进行优化，以确定用最低成本来调度资源以满足负荷的方式。

  作为 CAISO 实时流程的一部分，十五分钟市场可生成未来长达两小时的最佳调度解决方案，五分钟市场可生成 65 分钟或最多 13 个五分钟时段的解决方案。由于大型优化工作固有的计算复杂性，这些时间范围的长度是有限的。CAISO 实时市场设计包括时间范围内一个具有财务约束力的时段的结算，而剩余时段则提供信息参考。

  鉴于储能资源的能量有限，多时段优化对于确保将跨时间条件纳入电池调度至关重要。例如，多时段优化允许市场保持荷电状态，甚至在给定时段内调度电池进行不经济的充电，以预期未来价格更高——只要这些高价格发生在其各自的市场的优化范围内。

  鉴于优化范围有限的挑战，CAISO 提出了帮助防止次优市场结果成为作为其储能和分布式能源 (ESDER) 第 4 阶段利益相关者倡议的一部分的措施。该倡议提出的解决方案是用最终荷电状态 (EOH SOC) 作为出价参数，并最终于 2021 年 5 月获得联邦能源管理委员会 (FERC) 的批准。

  对于调度协调员每小时提交一个具有荷电状态上限和下限的范围的NGR资源，EOH SOC 出价参数是 NGR 资源的可选择的、仅实时的出价参数。市场调度资源，使其荷电状态在提交的范围内结束，同时遵守最低和最高能源出价限制。正如本报告热浪部分所指出的，自 EOH SOC 出价参数实施以来，实时市场优化范围的时间段局限性的仍然导致了不良结果。

  2.2 容量

  近年来，CAISO市场的电池储能容量急剧增加。图2.2.1显示了截至2023年5月参与CAISO的电池储能总容量，以最大输出功率（MW）和最大发电量（MWh）表示【2 】。截至2023年5月，正在使用的电池容量总计5,000 MW，其中独立项目2200兆瓦，共址项目2000 MW ，混合电站的储能部分 700MW，共址/混合电站的储能部分100 MW。正在使用的混合储能（包括发电部分）总容量为 2300 MW。对于单个电池资源来说，最小功率输出往往是其最大功率输出的负值。CAISO电池的总最大累计发电量达到约17700 MWh。 正在使用的电池储能的规格差别很大，从1MW到260MW不等。图2.2.2显示了正在使用的电池资源的规模分布。CAISO 市场上的大多数电池的持续时间为四个小时。

图2.2.1 CAISO地区激活的电池容量（2017-2023年）

  电池储能是 CAISO 市场中增长最快的资源类型。截至2023年5月1日，NGR电池占CAISO额定容量的7.6%。图2.2.3显示，与其他资源类型的容量相比，CAISO的电池容量稳步增长。

  此外，大多数等待并网的项目都包含电池部分。CAISO要求项目在并网之前必须经过一系列的影响研究。这个过程中的项目列表被称为“并网队列”。截至2023年5月1日，并网队列包括近127 GW的规划容量，其中46%来自电池。计划新增容量的 55% 来自混合电站项目，其中电池容量总计近 11 GW。从历史上看，许多计划的资源在并网过程完成之前就会被放弃，因此当前队列中的大部分容量预计永远不会上线。

图2.2.2 电池规模直方图

图2.2.3 按燃料类型和年份划分的CAISO铭牌容量【3】

  2.3 能源竞价与价格

  通过 CAISO 的NGR模型，电池提交单一的能量竞价曲线，反映其充电和放电的意愿。电池资源不会仅仅根据提供能量的实际成本来提交能量竞价。相反，他们还考虑在一天中特定时段放电或充电的机会成本。例如，在低需求时间期间放电可能会阻止电池在高需求时间期间放电。低需求和高需求时间之间的市场价格差异可以代表在较低价格时间放电的机会成本。

  参与资源充裕性 (RA) 计划的电池（提供系统、局部或灵活性的资源充裕性的容量）必须遵守提供服务的义务，这意味着它们需要将其所有向上RA容量参与市场竞价。这些资源倾向于通过制定竞价的价格来管理机会成本，而不是通过限制其竞价数量。例如，为了避免在市场价格较低时被调度，电池可能会提交远超于充电价格的放电价格竞价，特别是在一天的早些时候。相反，电池可以提交非常低的向下的能量竞价，以避免在某些时间充电。这种竞价策略导致了图 2.3.1 和图 2.3.2 所示的负平均充电竞价价格——尽管目前只有具有灵活充裕性资源容量的电池才需要满足其向下容量的必须提供服务的要求。【4】【5】

图2.3.1 每小时平均的日前电池投标和节点价格（按季度计算）

图2.3.2 ，每小时平均的实时电池投标和节点价格（按季度计算）

  图2.3.1 和 图2.3.2 分别显示了日前市场和实时市场各季度电池资源能量平均竞价与平均节点价格的对比【6】。如图 2.3.1 所示，2022 年日前市场的平均能量竞价持续在高价。充电平均竞价价格比节点价格低 96 美元，放电竞价价格比节点价格高 155 美元，平均竞价价差为 251 美元。2021 年的平均竞价价差为 190 美元。

  图 2.3.2 显示了实时市场可用的资源调度范围部分的电池资源平均实时出价（即实时自调度或实时举行的日前辅助服务中标未涵盖的运营范围）。实时市场电池竞价的平均价差从2021年的119美元增加到2022年的167美元。2022年实时节点价格的上涨与充电和放电竞价价格上涨同时发生。

  在实时市场和日前市场中，电池在太阳能发电高峰的下午时段充电的意愿最高，此时也正是节点价格平均最低的时段。电池在高峰需求时段提交了最低的放电报价，此时放电的机会成本最低。

  2.4 出力情况

  图2.4.1显示了2021年与2022年相比所有电池资源的平均每小时实时（15分钟市场）时出力情况，以及年底的总充放电容量。从历史上看，电池主要用于提供辅助服务。然而，自2021年以来，电池提供的电能量的增长超过了其辅助服务出力的增长。在需求高峰时段，电池平均放出的电能量占其出力输出的73%。图2.4.1 平均每小时电池出力（2021-2022）

图2.4.1 平均每小时电池出力（2021-2022）

  虽然电池仅占 CAISO 容量的一小部分，但这些资源提供了相对大量的辅助服务。图 2.4.2 显示了 2020 年至 2022 年按燃料类型采购的辅助服务比例。在此期间，平均每小时采购的辅助服务电池供电量从 212 MW 增加到 802 MW。2022 年，首次电池平均供电量满足CAISO 的大部分调频要求。图2.4.2 按资源类型划分的辅助服务采购

图2.4.2 按资源类型划分的辅助服务采购

  储能资源还经常被调度以提供向上灵活性爬坡容量，这是一种旨在管理实时不平衡需求的波动性和不确定性的产品。CAISO 系统中随时可提供向上和向下的灵活性容量，并且这些产品的价格很少超过 0 美元/MWh。【7】因此，灵活性爬坡产品仅占储能资源市场收入的一小部分。

  2.5 WEIM 容量与出力

  截至2023年5月1日，西部能源不平衡市场（WEIM）中有20个积极参与的非CAISO的电池储能资源，总放电容量约为1,000 MW。相比之下，2022 年 12 月 WEIM 电池容量总计为 286 MW。图 2.5.1 显示，WEIM 电池与 CAISO 电池的出力有些相似：主要在早上和下午早些时候充电，然后在晚上放电。然而，WEIM 电池没有辅助服务出力，因为 CAISO 不会在其平衡区域之外设定辅助服务要求。

  到 2022 年，电池发电量占 WEIM 发电量的不到百分之一。

图2.5.1 WEIM 平均每小时电池出力（2022 年）

  2.6 混合燃料资源

  CAISO 使用混合模型和共址模型实现在单个公共电网连接点上兼容多种发电技术。他们之间的主要区别在于，混合资源被作为单一资源建模，而共址设施中的不同部分被CASIO视为各自独立的的资源。尽管截至 2023 年 5 月，22组共址资源中只有2组采用单一发电技术，但是共址的资源不一定需要使用不同的发电技术。只有一个共址互连点没有任何电池储能部分。CAISO预计未来几年将在其平衡权限区域和参与西部能源不平衡市场的平衡权限区域大量部署混合燃料资源，主要包括太阳能光伏和电池储能或风能和电池储能。

  2.6.1 共址资源

  最常见的混合燃料资源类型是参与 CAISO 共址模型的资源。由于它们被建模为独立的资源，因此位于同一地点的设施具有独立的计量安排、独立提交停电请求、独立接收调度指令，并且可以由不同的实体运营。

  共址置资源模型提供了多种好处，特别是对于电池和可再生能源发电的资源。通过将电池与可再生能源发电配对，共址资源可以利用税收优惠，例如太阳能项目中常见的投资税收抵免（ITC）。此外，与单独电池并网项目相比，这种配置需要更少的资产就可以实现与电网的物理连接，从而在项目开发过程中节省大量资本。

  图2.6.1按照与平均每小时总输出量成比例，显示了正在使用的共址电池（不包括带有电池组件的混合动力）与正在使用的独立电池资源的平均每小时出力情况。 共址电池往往具有与独立电池类似的出力。一个区别是，平均而言，共址资源在中午高峰太阳能时段往往有更高的充电出力。

  图2.6.1 平均每小时出力：共址电池与独立电池

  CAISO 采取了多项政策变更来帮助管理参与市场中的共址资源。2021 年，CAISO 实施了聚合容量约束 (ACC) 功能，以确保向公共电网连接点后的共址资源发出的调度指令不会超出公共电网连接点的限制。ACC 还可以限制电池的调频中标。CAISO 已采用规则，允许共址储能资源在某些情况下偏离调度指令，以便允许同一公共电网连接点的可再生资源在满足 ACC 限制的情况下发电。2022 年批准的其他政策变更将进一步支持通过托管储能资源获取 ITC 激励措施。这些变化将引入可选功能，防止储能资源接收超出同一公共电网连接点处可再生资源调度操作目标的充电指令。这些变化还将允许共址储能资源偏离市场充电指令，以避免在同一公共电网连接点的可再生资源的实际输出低于预测时储能从电网充电。

  2.6.2 混合资源

  混合资源被建模为单一资源，因为它们具有适用于其所有组成部分的单一竞价曲线，并从 CAISO 接收唯一调度指令。混合资源运营商自我优化其资源组成部分以满足调度指令。截至 2023 年 5 月，CAISO 市场上有 25 家积极参与采用电池技术的混合资源。

  图 2.6.2 显示了 2022 年所有激活的混合资源的平均每小时实时（15 分钟市场）出力。混合资源与独立电池资源的不同之处在于，它们的大部分能源出力发生在太阳能充足的下午。然后，在晚上无法获得太阳能时，混合资源仍然可以释放白天储存在电池部分的能量。目前，所有注册的混合资源都以 NGR 的身份参与其中，但其中只有约 30% 具备从电网充电的运营能力从而让他们有资格从电网充电。截止2022 年，混合资源通常不会在充电市场中标，而是通过现场的可再生能源充电。

图2.6.2 平均每小时混合资源出力

  不同于CAISO 使用可再生能源预测和荷电状态跟踪等工具来实现独立的共址可再生能源和储能资源的高效调度管理，CAISO 将混合资源视为黑匣子。尽管此功能提供了混合资源在管理发电方面更大的自由裁量权，但资源运营商仍然需要响应 CAISO 的调度指令。最近对混合资源的市场改进使得他们能够实时提醒 CAISO 其可用的输出容量的变化。这使得市场能够顾及到那些可再生能源发电波动的时段以及储能组成部分完全耗尽或充满电的时段。

  2.7 市场收入

  2.7.1 储能市场收入总览

  随着越来越多电池容量参与市场，电池资源带来的市场收入也随之增加。图 2.7.1 显示了 2021 年 1 月至 2022 年 12 月的季度电池收入来源。直方图代表 CAISO 向每个类别资源支付的净值。【8】图2.7.1 电池资源季度收入（2021-2022）

图2.7.1 电池资源季度收入（2021-2022）

  最近几个季度最大的正收入类别来自日前市场能量出力。指令性不平衡能源 (IIE) 类别包括从一个市场到下一市场增加或减少的出力中的所有能量的增量和减量。例如，如果某资源在 15 分钟市场里获得 50 MW 的能量，然后在 5 分钟市场的同一区间内获得 75 MW 出力，则该资源可能会获得正的 IIE 收入。

  非指令性不平衡能源 (UIE) 收入源于能源出力的偏差。一般情况下，资源不会完全满足其调度运行目标，任何增量和减量不平衡的能量均按5分钟现货价格付费。

  图2.7.2显示了特定季度每千瓦容量的季度净市场收入【9】。该图显示，由于电池容量的快速增长，2021年全年和2022年上半年每千瓦容量的净市场收入有所下降。然而，在 2022 年第三季度，市场净收入的大幅增长超过了容量的急剧增长。这一趋势的部分原因是用于调频的电池费用不断增加，以及 2022 年夏季热浪期间能源价格居高不下。2022年8月31日至9月9日为期10天的热浪期间，电池市场净收入总计近7800万美元，约占2022年电池市场总收入的20%。

图2.7.2 电池市场净收入

  DMM 通过模拟定期评估电池储能资源的性能，其中假设机组根据日前价格进行最佳充电和放电（受运行限制）【10】。DMM 使用 400 个定价节点的 2022 年日前价格，模拟了两种情况下假设机组的收入：仅用电能量套利和同时提供电能量和调频。平均而言，提供能源和调频的假设机组赚取 114 美元/千瓦年，收益范围从 80 美元/千瓦年到 165 美元/千瓦年。相比之下，到 2022 年，全年运行的现实电池资源平均为 103 美元/千瓦年，收益范围从 40 美元/千瓦年到 239 美元/千瓦年。图 2.7.3 显示了全年运营的电池按类别的加权平均收入。

图2.7.3 电池全年运营平均收入

  2.7.2 竞价成本回收

  如果一天内赚取的总市场收入未覆盖发电机组所有已接受竞价的总和，则发电机组有资格获得竞价成本回收 (BCR) 付款。计算范围包括启动竞价、最低负荷、辅助服务、剩余机组组合可用性、日前能量和实时能量。

  2022 年，电池获得了近 3050 万美元的竞价成本回收，主要来自实时市场。尽管电池只占 CAISO 容量的 5%，但电池在 2022 年结算的 BCR 总量中占据了近 10%。2022 年，每兆瓦活跃容量的实时 BCR 同比增长了 353%。尽管电池的 BCR 在 2022 年大幅增加，但 DMM 估计，由于 2022 年 11 月批准的费用修订，在未来的和解中将取消多达 840 万美元的 BCR。

  由于火力资源发电技术固有的某些特征，其在能源现货市场面临跨期约束。例如，联合循环燃气轮机比其他发电类型具有更长的爬坡周期和更长的最小运行时间。这些资源会产生在调度计划之前启动发电机并将其抬升至运行下限的成本，以及在最短运行时间内提供轻负载或零负载的成本。然而，在设定给定市场区间的节点边际价格 (LMP) 时，仅考虑能量成本，而不考虑这些启动成本和最低负载成本。BCR 对传统发电商的用途之一是减轻以下风险：LMP 与资源能量竞价成本之间的差价将无法提供足够的补偿满足其启动和最低负载成本。运行限制也可能导致能源调度价格低于提交的能源竞价价格。BCR 还旨在确保当每日收入总额不足以覆盖运行日所有竞价成本总额时传统发电商的这些能源竞价成本的回收。

  作为 NGR 参与的电池没有启动、关闭、最小负载或过渡成本，因此缺乏 BCR 的传统驱动因素。然而，与传统发电机一样，电池确实会产生能量竞价成本，这些成本可能需要竞价成本回收。这些能源竞价成本可以包括与未来调度间隔相关的机会成本。在当前的BCR设计下，电池可以在各种不经济的调度下实现其能量竞价成本回收。

  很多导致 BCR 付款的电池调度限制源自荷电状态的限制。这些荷电状态限制可能会导致不经济的市场调度，而这些调度有资格获得竞价成本回收付款。例如，当电池没有足够的实时荷电状态来实现日前市场中标时，实时市场可能会迫使日前市场中标进行不经济的回购。这会导致实时 BCR 支付。此外，可以通过最小或最大荷电状态每日竞价参数或通过停电申请来对管理电池储能的能量上下限。当这些限制约束并导致不经济的调度时，资源可能有资格获得竞价成本回收付款。

  由于当前的 BCR 规则是为传统发电机组设计的，并且没有考虑电池的荷电状态限制或其他物理特性，因此向电池支付的某些 BCR 费用可能不合适。例如，在机组停机的情况下，传统发电机没有资格获得与降额或停机相关的成本回收。然而，电池可以通过最小或最大存储能量值来实现停机，而无需使用任何对兆瓦的降额。在这种情况下，电池可能仍然有资格收回与停机相关的竞价成本，因为资源没有任何对兆瓦的降额，并且在这些情况下 BCR 的排除规则不考虑荷电状态。在其他情况下，电池可能会直接负担荷电状态限制，从而导致竞价成本回收的付款。电池还可能采取措施不在较早的时间间隔内充电或放电，以限制较晚的时间间隔内的荷电状态，从而导致无法达成日前的出力计划。这些场景可能会导致市场的低效率和额外BCR 费用的增加，并且会受到博弈的影响。

  DMM 在之前的利益相关者评论中建议并继续建议 CAISO 增强储能资源的竞价成本回收规则，以考虑荷电状态限制和储能资源特有的其他属性。CAISO 实施了一项有针对性的市场优化措施，以消除一种对电池不适当的BCR。2022 年 11 月，联邦能源管理委员会 (FERC) 批准了一项市场规则变更，禁止市场软件在不经济的调度的情况下接受BCR，为了保持电池有足够的荷电状态来执行辅助服务中标。正如 DMM 之前指出的，BCR 的主要目的并不是在每种情况下实现一般成本回收。【11】

  尽管电池资源在提供调频方面面临着传统资源所不具备的额外成本，即需要实时充电和放电以维持其提供调频能力（鉴于其局限性），但 DMM 认为在这些情况下电池接收 BCR 是不合适的，并且这会导致低效率的结果。DMM 估计，支付给储能资源的高达75%的BCR来自于特定时间辅助服务中标相关的不经济调度【12】。DMM 进一步估计，这一原因可能会导致 2022 年支付给电池的 BCR 金额高达 1,960 万美元（约占总额的 64%），不过之后高达840万美元的支付将会被取消。此规则变更具有追溯力，自 2022 年 9 月 20 日起生效。

  2.8 辅助服务

  加州 ISO 在日前和实时市场中采购四种辅助服务：向上调频、向下调频、旋转备用和非旋转备用。CAISO 使用向上调频和向下调频来通过平衡发电和需求来维持系统频率。旋转和非旋转资源统称为运行备用，用于在紧急运行条件和负载出现重大意外变化期间维持系统频率稳定性。

  混合和 NGR 资源可以提供辅助服务。混合资源需要管理其荷电状态，以便有足够的空间（向上或向下）来履行其辅助服务中标。当建模为 NGR 的电池中标辅助服务时，日前和实时市场会强制实施约束来管理荷电状态，以确保其在 CAISO 费用要求的时长内可提供所授标的辅助服务。这些约束称为辅助服务荷电状态约束 (ASSOC)。

  当资源提供向上调频或向下调频时，它将响应四秒自动发电机控制 (AGC) 指令，这会影响荷电状态。这会导致日前和实时荷电状态之间的差异，并可能导致需要ASSOC 实时绑定储能资源的充电或放电，以便它们能够履行已授标的调频。

  辅助服务中标的影响目前并未反映在市场荷电状态模型中。这可能会导致 ASSOC 约束更频繁，并且可能导致在日前当天连续多个小时可行的辅助授标在实时变得不可行。2022 年，CAISO 开发了市场增强功能，旨在改进辅助服务对电池荷电状态影响的建模【13】。

  最初，电池倾向于提供辅助服务，特别是频率调节，因为它可以使它们避免深度充电和放电循环，从而导致电池快速退化。在过去两年中，电池提供的调频服务显着增加。图 2.8.1 显示了自 2022 年初以来，电池如何持续提供比市场所需多数倍的调频。

  CAISO 报告称，越来越多的资源（尤其是电池）无法实时交付调频【14】。 在这些情况下，资源要么无法连接到 AGC，要么不遵循 AGC 信号。2023 年 2 月，一些调度协调员未能在超过 20% 的实时区间内提供调频调度【15】。

图2.8.1 由电池储能提供的日前调频服务情况

  随着电池资源的增多，电池提供的辅助服务占其总容量的比例实际上有所下降。图 2.8.2 显示辅助服务已从占据电池容量的大部分变为仅占一小部分。

图2.8.2 电池容量辅助服务竞价的百分比

  2.9 资源充裕性

  加州的资源充裕性计划旨在确保加州 ISO 系统有足够的资源来安全可靠地实时运行电网，并为新资源的选址和建设提供激励，以确保未来可靠地运行电网。

  该州的资源充裕性 (RA) 计划使用一种称为净合格容量 (NQC) 的指标来表示所有资源（包括电池）可出售给LSE以满足其每月资源充裕性义务的最大兆瓦容量。CPUC 根据对四小时内持续输出的测试来确定参与 NGR 模型的电池的 NQC。放电时间更长的电池与只能提供四个小时能量的电池相比，获得的 RA 容量信用额并没有不同。

  CPUC 计算混合和共址资源容量的方式不同于独立可再生能源或独立储能资源【16】。目前，CPUC 使用有效负荷承载能力（ELCC）方法来为太阳能和风能资源分配资源充裕性容量值。该方法将“有效性因子”应用于资源的铭牌值，以确定可再生资源所可被计入的资源充裕性容量值。

  根据 CPUC 的方法，他们通过将 ELCC 百分比应用于可再生能源的铭牌容量与可充电时间内以恒定速率对电池充电所需的容量之间的差异来确定混合资源的可再生资源部分的合格容量值。因此，混合和共址资源获得的合格容量低于相同大小的独立资源。混合资源储能部分的合格容量值基于电池的最大可交付容量或在指定时间段内转移到电池的可再生充电能量除以四（如果电池预计不会完全充电）。

  资源通过参与 RA 计划而受益，在与 LSE 签订合同时获得容量付款。然而，在参与 CAISO 市场时，RA 资源受到许多额外要求的约束。例如，在剩余机组组合 (RUC) 不可行的日子里，RA 储能资源受到最低荷电状态 (MSOC) 要求的约束，这在本报告的热浪部分中进行了描述。【17】

  图 2.9.1 显示了 2022 年月底参与 RA 容量、电池 NQC 总量以及铭牌电池总容量。【18】 总的来说，电池将其可用 NQC 的 69% 到 95% 贡献给 RA，具体取决于月份。2022 年 12 月，64 个正在使用的电池资源中的 12 个（铭牌总容量约为 550 MW）没有为 RA 贡献容量。

图2.9.1 2022年RA电池容量

  CAISO 提出了多项市场改进措施，以提高 RA 电池性能，目前仍在与利益相关者商谈的过程中。其中一项改进功能规定，储能和混合资源将受到必须提供的义务的约束，该义务反映了资源的充电和放电能力，以便市场可以充分优化资源的方方面面。目前，在大多数情况下，电池不需要向市场提供其充电容量。

  最初的改进提案包括一项规定了混合资源可以使用动态限制工具来通知CAISO它现在不可用，因为现场发电或储能常常不可用。当现场储能部分充电时，当环境温度影响发电设备时，或者仅仅是因为混合资源的 VER 部分的间歇性的原因，发电容量就可能不可用。同样，混合资源可能会遇到储能部分完全充电或完全耗尽的情况，从而使得资源在其部分运行范围内调度变得不可行。

  2.10 局部市场力缓解程序

  作为日前和实时市场流程的一部分，CAISO包含了局部市场力缓解程序 (LMPM)，这是一种自动化程序，旨在确保资源提供的能源等于或接近其生产成本。从 2021年11月开始，使用非发电机资源 (NGR) 模型的电池资源会受到缓解程序限制。容量5MW及以下和母公司不是CAISO市场净售电商的储能资源是不受缓解程序限制的。目前，无论大小，混合资源都不受缓解程序影响。与所有资源类型一样，当电池用于提供反向潮流用于缓解绑定的非竞争性输电约束上的阻塞时，市场力缓解程序同样适用于电池。

  与其他资源类型不同，NGR储能资源可能对负MW（用于充电）竞价，因此会受到其负（充电）竞价和正（放电）竞价的影响。假设存在竞争性市场条件，电池就会被激励在能源套利价差最大化的时间内充电。竞价曲线充电部分的竞争性能量竞价应反映出了在某时间点放弃充电的机会成本。如果资源提交非常低的充电竞价，则该资源将不太可能获得充电授标，并且低出价反映了放弃充电的低成本。

  然而，如果资源提交了一个非常高的充电竞价，则该资源将更有可能获得充电授标，这反映了该资源放弃充电的高机会成本。资源可以通过提交高充电报价来潜在地阻止对非竞争性约束的反向潮流（当这样做可能不经济时）。当资源缓解生效，充电竞价可能会降低，导致电池无法获得市场充电授标。当充电未授标时，非竞争性约束上的潮流就会减少。【19】

  本报告第2.3节图2.3.1和图2.3.2显示，平均而言，一天中大部分时段的充电竞价价格均低于节点价格。因此，如图 2.10.1 所示，2022 年无论是日前市场、十五分钟市场还是五分钟市场，充电竞价很少因缓解程序而改变。

  与其他资源类型一样，只有当资源的竞价高于其默认能源竞价(DEB)和资源所在位置的竞争性 LMP 时，竞价才会在 LMPM 流程期间发生更改。NGR 储能资源有机会为其 DEB 计算选择“储能选项”。【20】大约 74% 的受 LMPM 约束的正在运行的CAISO电池选择了储能 DEB。日前和实时市场储能 DEB 分别使用公式 2.10.1 和公式 2.10.2 计算。

  储能 DEB 的能源成本组成部分是在以下假设下计算的：资源每天执行一个充电和放电周期，并且它将在一天中最便宜的连续时间段内充电。资源可能具有个性化的可变运营成本，这些成本由 CAISO 验证。这些成本通常反映了对潜在电池衰减成本的保守估计，如果电池每天循环多次，可能会产生这种成本。

  实时储能 DEB 包括基于价格的机会成本参数，该参数旨在防止在一天中无法实现利润最大化的时间调度被减弱的电池。特定资源的机会成本组成部分被设置为第 N 个最高的日前 LMP，其中 N 等于资源的放电持续时间（以小时为单位）。例如，如果储能资源的放电持续时间为四小时，则机会成本将是第四高的日前 LMP。

  CAISO 最近提出的市场改进措施包括在日前市场储能 DEB 中添加机会成本的部分，使用与实时 DEB 相同的计算。【21】

  图 2.10.1 显示了 2022 年各市场的季度电池缓解程序平均情况。2022 年第二和第三季度电池更频繁地受到缓解影响，尤其是在5分钟市场。在资源竞价因缓解程序而改变的情况下，竞价通常会更改为 DEB。在 5 分钟市场中，电池更改后的竞价降低到 DEB的频率是竞价为竞争性 LMP 的四倍，在 15 分钟市场中是竞价为竞争性 LMP 的五倍。LMPM 更改的竞价转换为 DEB，比日前市场的 LMP 高出约 20%。

图 2.10.1 每季度的电池缓解程序影响

  3 2022年9月份热浪

  2022年8月31日至9月9日期间，CAISO和WEIM 系统经历了长时间的高温事件。它因为美国西部大部分地区创下了创纪录的极端高温天气条件而被广泛关注。本节介绍了热浪期间及前后电池的参与情况，并回顾了 DMM 和加州 ISO 之前与电池储能相关的调查结果。【22】【23】

  3.1 储能参与概况

  在热浪期间，电池往往将大部分向上和向下的容量投入市场。图 3.1.1 显示了截至 9 月 9 日电池容量的 NGR 电池资源平均每小时实时（15 分钟）调度情况。表 3.1.1 显示了热浪期间高峰时段的平均调度与 2022 年总体高峰时段情况。平均输出出力计划（包括能量放电、调频、旋转备用和灵活性爬坡）往往会在当天早些时候减少（与 2022 年总体相比），以便为电池充电。

  如图3.1.1和表3.1.1所示，与年度趋势相比，热浪高峰时段的充电和放电出力均有所增加，尽管在这些时段充电出力总体仍然较低。在热浪高峰时段，上调出力显着增加，而下调出力平均减少。在热浪期间，电池在市场调频中占据了很大份额，甚至在某些时间区间提供了所有调频。【24】平均而言，计划的电池容量最多为可用容量的82%。

  图3.1.2和图3.1.3分别显示了日前和实时市场热浪期间电池资源平均能量竞价与平均节点价格的比较。【25】无论是实时市场还是日前市场，储能资源在上午和下午早些时候的充电意愿都较高。日前市场，放电报价全天保持相当稳定。尽管储能资源的报价远高于平时，但平均而言，在高峰需求时段，电池的报价都低于平均节点价格。事实上，实时市场高峰时段的平均放电报价实际上有所下降。

图3.1.1平均每小时电池出力（2022年8月31日-9月9日）

表3.1.1平均热浪期间出力与2022年平均出力的百分比差异

图3.1.2日前平均电池竞价价格和节点价格（2022年8月31日-9月9日）

图3.1.3 实时平均电池竞价价格和节点价格（2022年8月31日-9月9日）

  在热浪期间，CAISO 发布了能源紧急警报 (EEA)，以使公众和市场参与者了解能源短缺情况。图 3.1.4 将日前和十五分钟市场的平均每小时电池调度与 EEA 期间参与的 RA 总容量进行了比较 【26】如图3.1.4所示，RA电池在这些时间内提交的总能源和辅助服务出力和竞价超出了这些资源的RA义务。图 3.1.4 EEA 事件期间 RA 义务下的电池平均出力

图3.1.4 EEA 事件期间RA 义务下的电池平均出力

  然而，如图 3.1.4 所示，在这些时间内，平均有约 214 MW 的价格低于LMP的竞价和另外356 MW的高于LMP的能源报价未被调度。因此，在这些小时内平均有约 570 MW 的未调度的能源竞价，占电池提供的 RA 总容量的 20% 以上。

  DMM 之前的分析表明，实际上，由于与荷电状态和其他问题相关的各种运行限制，大部分未调度的容量可能无法使用。这些限制包括：

  最低荷电状态 (MSOC) 要求，在压力条件下管理电池的出力，以便它们能够在调度员所定义的关键时间内放电。

  辅助服务荷电状态 (ASSOC) 约束，它可以融合在实时市场中并影响电池充放电来为它们提供足够的空间来履行其被授标的辅助服务。

  聚合容量约束，确保共址资源的组合生成不会超出公共电网连接点限制。

  充电上限和下限，可选的可竞价参数，代表交易日资源中应维持的最高和最低存储能量值（以MWh为单位）。

  小时结束最终荷电状态 (EOH SOC) 竞价参数，这是一个可选的实时参数，供 NGR 资源用来管理其荷电状态。

  3.2 最低荷电状态要求

  作为2021年为夏季做准备的市场改进的一部分，CAISO 开发了一种新工具，用于在紧张的系统条件下管理电池资源，称为最低荷电状态 (MSOC) 要求。MSOC 旨在在系统压力较大的情况下保持电池的荷电状态，以便它们可以在整个高峰需求时段释放能量。

  最初，CAISO 打算将此功能作为管理关键时期的权宜之计，同时完善电池储能资源规则，并给出了实施后两年的最后期限。然而，CAISO 指出，作为储能改进计划的一部分，2022 年批准的替代措施（包括非正常调度的新规则和荷电状态建模工具）将不会在 2023 年夏季之前实施。因此，CAISO 已提议将 MSOC 要求延长至2024 年夏季之前。【27】 只有提供资源充裕性的电池才须遵守MSOC要求。市场软件仅在日前市场供应与预测需求之间存在短缺时才会激活 MSOC，从而导致剩余机组组合(RUC) 不可行。在实时市场中激活 MSOC 之前，市场运营商会决定一系列“关键时间”，这些时间要求各个资源什么时间需要保持多少电量，从而决定了各个资源需要维持的时间和费用，以满足高峰期的需求。

  市场软件计算资源如何在关键时段和之前的时段以小时为单位最佳地保持荷电状态。EOH SOC 可竞价参数将在比MSOC计算更具限制性（导致更高的荷电状态）的前几个小时内应用。然而，在关键时刻，MSOC 始终具有优先权。

  MSOC 需求在 2022 年夏季热浪期间非常活跃。尽管此时满足要求的电池较少，但MSOC要求通常在早上最高。受 MSOC 要求影响的资源数量在晚上有所增加，并且在每天的关键时期之前要求数量激增。图 3.2.1 提供了 2022 年 9 月 6 日 MSOC 要求趋势的示例。CAISO 已注意到 在热浪期间，MSOC 要求在关键时间之前的时间区间内被最频繁地约束，尽管经济性的竞价通常使电池保持在最低要求之上。【28】

图3.2.1 2022 年 9 月 6 日最低荷电状态要求

  在某些情况下，在确定电池的荷电状态时，价格考虑因素会超越 MSOC 要求。9月6日，当天一开始的实时电价较高，导致电池比平常更早放电。图3.2.2 比较了热浪日中四个热浪日的资源充裕性电池的实时荷电状态与这些电池在热浪发生前 30 天内的充电情况平均状态。在这些天里，关键时间被设置为 19 点到 21 点。9 月 6 日也许是其中最值得注意的一天。虽然这些电池通常在热浪来临前的 19 点左右开始放电，但在9月6日这一天，电池在 14 点左右开始放电。DMM 指出，该天的提前放电可以部分解释为 1000 美元/MWh 的报价软上限，这限制了电池在实时净负荷价格较高的时间里反映其机会成本的能力。【29】

  在热浪的大部分日子里（包括图 3.2.2 中所示的 9 月 4 日、5 日和 7 日），电池的荷电状态比热浪之前的时期要高得多。此外，他们一直保持这种高荷电状态，直到 MSOC 关键时刻到来。然而，在整个热浪期间，CAISO 电池组的总荷电状态往往保持在总充电容量的 90% 以下（约 13,600 MWh）。由于第 3.1 节中列出的这些限制，即使在峰值负载之前的几个小时内，电池也不会充满电。

  一般来说，在整个热浪期间，整个储能电站群都保持最低荷电状态，并且当价格足以实现经济调度时，电池能够提供等于或高于日前授标的能量。【30】

图3.2.2 资源充裕性机组的荷电状态（2022年9月4-7日）

  3.3 非正常调度（Exceptional dispatch，罕见调度、异常调度？）

  当 CAISO 运营商确定市场优化结果可能不足以解决特定的可靠性问题或约束时，CAISO运营商在机组组合和能量调度上使用非正常调度。这种类型的调度有时称为市场外调度或手动调度。

  在整个热浪期间，电池储能资源参与非正常调度，主要是为了在预计高峰需求时段进行充电准备。图3.3.1显示了热浪期间平均每小时的实时非正常调度情况。充电的非正常调度往往在下午早些时候达到高峰，并持续到高峰需求时间之前。

  图3.3.2显示了按天平均每小时实时非正常调度情况。电池资源在 9 月 3 日或 9 月 5 日没有非正常调度。CAISO 的夏季市场表现报告指出，非正常调度充电主要是为了应对软件问题，该问题阻止储能资源以高于 150 美元/MWh 的价格竞价充电 ，这导致这些资源即使在优先序列中也无法充电。【31】

图3.3.1 非正常调度平均小时能量（2022年8月31日-9月9日）

图3.3.2 每日非正常调度的平均小时能量

  目前，电池只能被非正常调度以充电或放电至一个MW目标。如果资源被调度来释放能量，则该资源将按照其竞价或所调度的MW量的现货价格中的较高者获得补偿。运营商还可以在 0 MW 或接近 0 MW 时发出非正常调度，以使电池保持其荷电状态。这将导致无法补偿与非正常调度相关的保持荷电状态的机会成本。在 2022 年夏季热浪期间，约 64% 的电池非正常调度出力计划为 0 MW。

  CAISO 对电池非正常调度的市场规则制定了多项改进措施，计划于 2023 年秋季实施。其中一项变更已于 2022 年 12 月获得批准但尚未实施，该变更将允许运营商对电池进行非正常调度来确定到某个目标时间都保持一定的荷电状态（MWh）。

  CAISO 还开发了一种新方法学来补偿这种新型非正常调度的电池。这种新方法包括机会成本方法，该方法将获取到一个资源在其非正常调度期间和运行日剩余时间内以最佳方式参与市场时将获得的收入。CAISO 的储能改进最终提案提供了一个拟议的补偿框架如何运作的示例。