在刚刚过去的2024年，北美两大电池储能应用市场——美国得克萨斯州电力市场（ERCOT）与加利福尼亚州电力市场（CAISO）又创下纪录。当地时间2024年10月7日18:10，CAISO电池放电创下8.35GW的市场历史纪录（见图1）。短短半个月后，当地时间10月25日18:40，ERCOT电池放电再创下4.25GW的历史新高（见图2）。
图1：2024年10月7日CASIO市场的机组出力组合情况
图片来源：Grid Status
图2：2024年10月25日ERCOT市场的机组出力组合情况
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随着近年来ERCOT系统中光伏发电量稳步增长（见图3），部分时段下ERCOT系统演进出了与CAISO系统类似的特征，电池储能除提供频率调节等辅助服务之外，开始越来越多地参与电能量市场套利。在市场价格的引导下，电池储能提供越来越多的晚高峰时段系统容量支撑。
图3：2022年1月—2024年10月（部分月份）ERCOT市场月度发电量组合
数据来源：ERCOT
图4：2022年9月5日CAISO市场的机组出力组合情况
图片来源：Grid Status
将时钟拨回CAISO当地时间2022年9月5日18:30（见图4），彼时为当年CAISO系统电池储能出力创纪录时刻之一。比较2024年10月25日ERCOT与2022年9月5日CAISO系统中不同资源类型的出力组合（见表1），ERCOT中，天然气机组、煤电机组与水电出力总计贡献为81.4%；CAISO中，天然气机组、联络线与大型水电机组出力总计贡献为78%。电池储能出力则分别为两个系统贡献了总容量的7.2%与6.8%。风电出力较低的时段，油气资源禀赋占优的“孤星州”ERCOT系统用更高的化石燃料机组出力弥补了其相比于CAISO系统大型水电资源及与周边地区联络的不足，两个系统电池储能资源贡献了比例接近的晚高峰峰值容量支撑。市场规则与资源禀赋存在差异的两个系统在电池储能资源配置行为上出现了趋同演进（见图5、图6）。
表1：CAISO与ERCOT市场机组出力对比
图5：2024年10月21日—27日ERCOT系统资源出力组合
来源：Grid Status
图6：2022年9月5日—11日CAISO系统资源出力组合
来源：Grid Status
在系统外部行为趋同演进之下，隐藏着ERCOT与CAISO差别巨大的市场基因。ERCOT作为典型稀缺价格驱动的单一能量市场，虽然曾讨论引入容量补偿机制，但2024年12月得克萨斯州公用事业委员会（PUCT）投票时暂时搁置，目前暂未实施。ERCOT市场里的电池储能资源的最终收入均来自完全市场化的商业收入（见图7），各电池储能资源呈现出丰富的差异化运营策略。
图7：2023年（上）和2022年（下）ERCOT市场各储能资源收入与运营策略
注：其中，DAM为日前能量市场套利，ORDC为基于运行备用需求曲线的稀缺价值，RTM为实时能量市场套利，NSPIN为非旋转备用服务，REGDN为向下调节服务，REGUP为向上调节服务，RRS为响应备用服务，ECRS为应急备用服务。
来源：Gridmatic，2022—2023 ERCOT Storage Report
ERCOT市场于2023年6月启用应急备用服务（ECRS）产品，产品一经推出便吸引了大量电池储能资源积极参与市场交易。技术规格要求为2小时持续时限的ECRS事实上部分替代了过去市场中4小时持续时限的非旋转备用服务产品（见图8）。ERCOT通过推出符合新技术规格要求的产品，发挥了电池储能技术的灵活性优势，为电池储能资源开辟了新的重要收入来源。
ERCOT根据供给端潜在技术路线的特点与市场需求变化，不断优化其市场机制设计，并通过相对公平的市场竞争识别筛选出那些可高效满足能源转型需求的优势技术路线，同时在机制设计中尽量避免采用非市场化的干预手段。
经过2021—2024年三年与传统调节及备用资源的充分竞争，ERCOT市场中的电池储能资源在向上、向下调节服务，响应备用服务与应急备用服务多个品类产品的辅助服务市场中大获全胜，资源所占市场份额逐年扩大且趋势不减（见图9）。
图8：月度平均辅助服务容量需求
来源：IMM，2023 STATE OF THE MARKET REPORT FOR THE ERCOT ELECTRICITY MARKETS
图9：2021年1月1日至2024年8月26日期间各类型辅助服务中储能资源的部署情况（其中ECRS于2023年6月启动）
来源：ERCOT，ERCOT Ancillary Services Study FINAL WHITEPAPER September 2024
继2023年成功推出ECRS产品后，ERCOT另一项市场设计优化工作也取得了重大阶段性进展。2024年9月13日，ERCOT正式宣布其电能量与辅助服务实时联合优化（RTC）计划目标上线日期确定为2025年12月5日[1]。自2019年RTC计划的市场设计工作启动以来，ERCOT市场中电池储能资源数量一直在快速增长，ERCOT根据供给端潜在技术路线发展这一情况适时做出了调整，将RTC计划扩展为电能量与辅助服务实时联合优化+电池计划（RTC+B）。
“一旦实施，这些改进将为ERCOT系统带来运营和可靠性优势，预计批发市场每年将节省超过10亿美元，”ERCOT商业运营副总裁Keith Collins说，“我们预计，得克萨斯州的电力消费者将因为这项计划的实施而节省大量电费。”[1]
对于以安全可靠、可负担、可持续为目标的电力系统及市场的设计与运行，在可持续发展强约束目标下，愈发不确定的终端用能需求电气化趋势与可变可再生能源供给端技术渗透，使得安全可靠与可负担成为系统及市场设计与运行的核心矛盾。电力系统必须实时保持功率平衡的客观规律决定了市场运行越接近实时节点，运营商就越缺乏纠正事故或偏差导致的功率不平衡的宝贵时间资源。那些用于平衡系统实时功率的资源能力的不确定性成为实现安全可靠与可负担系统的关键[2]。延续这一思路，在面对如何对电力系统这一典型复杂系统施加干预以期解决上述三大系统、市场设计与运行目标的问题时，合理的信息流结构设计顺理成章成为解决问题的关键。ERCOT于2023年的年中先后启动NPRR 1186[3]与NPRR 1204[4]的节点协议修订请求的讨论，目标指向提高其对储能资源（ESR）荷电状态（SOC）信息的准确把握度，同时实现准确ESR荷电状态信息与RTC+B计划有机结合。
随着PUCT在2024年4月11日最终批准NPRR 1186，持续近一年的ESR荷电状态“纷争”也暂告一段落。尽管PUCT以规则存在对电池储能资源的歧视为理由拒绝了NPRR 1186中部分有利于ERCOT却不利于电池储能资源业主的关键条款，但ERCOT表示仍将持续关注ESR在实际运行时未能提供承诺服务（FTP）的行为，并可能对运行中表现不佳的机组实施严厉的财务处罚与额外制裁。目前，NPRR 1149对合格调度实体（QSE）在实际运行时未能提供承诺服务的行为处罚做出了具体规定，QSE还可能暴露在补充辅助服务市场（SASM）无上限价格风险中，而一次SASM价格风险就可能导致ESR运营一年收入归零，累犯还可能被ERCOT列入禁止参与市场的黑名单。正如ERCOT在2024年1月4日提交给PUCT的文件中所述：“目前对ESR未能提供承诺服务（FTP）的行为的经济处罚手段并不足以威慑ESR保持适当的荷电状态。”[5]
储能资源荷电状态信息的准确程度恰好反映了用于平衡系统实时功率的资源能力不确定这一事实，使其成为实现安全可靠、可负担、可持续为目标的电力系统规划与运行的关键矛盾之一。ERCOT对该矛盾的持续关注，将继续影响电池储能应用的市场演进。
碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250127/50000107.html
