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1.2 市场框架体系的设计
目前学界对于面向储能的市场框架设计存在一定分歧:角色定位上,储能应当作为市场主体还是被管制主体?如果作为市场主体,那么体系设计上,储能是依靠现有市场还是新建单独市场进行资源配置?
部分研究站在独立系统运营商(independent system operator,ISO)的角度对储能展开直接投资和控制,研究投资和调度方案。文献[24]通过求解“投资-运营”双层优化模型,得到ISO储能投资的最优容量和运行的最优策略。文献[25]进一步考虑输电、储能的联合优化,将储能视作和输电线路同样性质的资产,由ISO统一运营。文献[26]将储能投资权下放给市场主体,但运营权依旧掌握在ISO手中,储能只能被动地获取部分收益。
更多的文献则站在储能的角度,研究其作为市场主体的投资和交易策略。文献[27-28]研究了储能主体如何利用有限的能量在市场中获取最大的收益,文献[14,29]则研究了储能在能量、备用、调频市场上的联合投标策略,文献[30]考虑了容量市场交易。文献[31-32]进一步考虑了多个储能间策略的交互,用均衡模型求解博弈结果。文献[33-34]同时考虑储能的投资和交易,以扣减投资成本后储能的利润最大化为目标。
以上储能市场策略的研究一般以现有的市场体系为背景,然而,也有部分学者认为可以单独设计以储能使用权为标的的市场。文献[35]设计了一种容量合约机制,售电商根据自身的预期收益、风险偏好向分布式储能发出租赁合约邀约。文献[36]采用类似的框架并设计了更为合理的租金。文献[37-38]设计了储能使用权的拍卖机制,储能拥有者、聚合商分别就出借、借入储能使用权进行报价,市场进行出清确定中标者和价格。文献[39]将储能的使用权类比为保险,投保方为可再生能源发电商,承保方为储能拥有者,当可再生能源出力波动时,可利用储能电量来平抑不平衡电量。
1.3 批发市场的交易模型修正
尽管存在关于储能角色定位和体系设计的争论,现有的批发市场无疑是储能资源配置的重要一环,许多研究对市场的交易模型提出修正建议,使之适应储能的物理特性。
在能量市场模型中,针对储能能量有限性,文献[40]在出清模型中加入储能的荷电状态约束,保证结果可行性,而文献[41]则允许储能申报可变的最大充放电速率。为了反映储能放电的机会成本,文献[42]提出可由ISO根据预测的能量价格核定机会成本,文献[43]则允许储能就时段末的荷电状态提交报价曲线,反映存储能量的价值。
在容量市场上衡量储能的容量价值时,主要难点在于考虑能量有限性的影响。文献[44]是美国ISO宾夕法尼亚-新泽西-马里兰互联(Pennsylvania-New Jersy-Maryland Interconnection,PJM)对储能容量价值进行的思考,除了储能本身的最大放电功率、最大能量容量,储能实际的容量价值还和净负荷曲线形状、储能渗透率有着紧密的联系。研究进一步指出,储能的容量价值还和储能充放电效率、系统电源结构有关。文献[45]认为可以采用一种简单的方式,即根据储能历史上在系统峰荷期的容量支撑表现核定容量价值。
针对储能参与辅助服务市场,文献[46]提出了能量和辅助服务的联合出清模型,考虑储能提供2种标的时的耦合约束,并计算了机会成本。文献[47]考虑储能快速在充放电间切换的能力,为其设计了更大的运行可行域。文献[48]设计了快速频率响应产品,该产品比一次调频响应速度更快,能有效应对系统的低惯量问题,而储能是该产品重要的提供者。
在价格机制上,现有的边际电价机制无法给予储能与贡献相匹配的支付[7]。激励不相容可能导致潜在的策略性行为,文献[49-50]发现拥有市场力、与发电或负荷联合投标的储能可能会策略性报价,这将导致社会福利的减少。为此,文献[51-52]为储能设计了新的电价机制,给予储能更合理的支付。
1.4 配电网侧市场的机制探索
尽管批发市场是配置资源的主要手段,但随着资源的分布化[53-54],小规模储能的交易同样重要,各类文献对配电网侧市场的机制设计展开了探索。
部分文献构想了“批发市场-聚合商-储能”的3层架构,以聚合商为媒介帮助储能参与市场,并设计了多种商业模式。文献[55]考虑了聚合商提供报价、储能决策运行计划的模式,设计了合适的价格体系,能够在多次反复博弈之下,保证各方互相合作产生更高效益。文献[56-57]中,售电商直接调用储能资源,以应对风光出力的不确定性,并在事前或事后给予储能支付。
也有部分文献研究了配电网内部的直接交易机制,采用了可交易能源、分布式出清、配电网侧节点电价、合作博弈等机制。文献[58-59]在可交易能源的框架下,设计机制帮助配电网侧储能直接交易互动,形成了去中心化的扁平交易体系,文献[60]则采用了分布式的迭代出清方法和自适应式的定价方法用于交易,文献[51]则设计了配电网侧节点电价机制,反映储能对缓解阻塞的作用。文献[61-62]设计了微电网内储能共享的合作博弈体系,帮助各市场主体节约储能投资成本,减少尖峰负荷费用。
2 美国储能参与市场的实践
在过去储能规模有限时,美国各ISO暂时以统一运营、集中决策的方式对储能资源进行调度。ISO与储能所有者签订租赁服务合同,支付一定的费用获取储能的运营权,合同模式包括储能设施使用协议、容量服务协议、混合能量购买协议等[63]。
近年来,随着储能主体数量的增加和总容量的扩大,美国开始尝试赋予储能市场主体的地位,并在现有的现货市场框架内配置储能资源。在2007年的890号法案[64]和2013年的784号法案[65]之后,FERC开始逐步赋予储能市场主体的地位。而在2018年著名的841法案[6]后,市场改革大大加快,准入主体规模大大增加。
在美国市场中,交易-调度一体化的ISO根据市场主体的报价在日前、实时执行全电量出清,确定市场价格和调度计划。因此,美国的市场出清模型构建主要由ISO完成,各ISO出台了一系列政策,包含对能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电资产规则的修正,引入储能聚合商等。
2.1 美国FERC 841法案
随着储能主体的增多,美国开始尝试赋予储能市场主体的地位,通过市场竞争的方式配置储能资源。2018年2月,FERC颁布841号法案[6],要求各ISO在现有的市场框架之内修正规则,为储能参与市场提供便利。
法案首先对储能做出明确定义,即拥有从电网吸收能量和随后向电网反送能量能力的设备,在此简称为“吸收-反送”能力。法案要求市场规则具备中立性,即不同技术类型、地理位置的储能参与市场的规则平等。
法案还对储能的市场参与提出了若干要求,具体可归为2类。
第1类是要求公平赋予储能和其他主体一样的市场地位。首先,储能可参与能量、容量、辅助服务等全体系的市场。这实际上有助于储能在各个市场中完成自身的价值实现与成本回收。以PJM为例,2019年其能量、容量、辅助服务费用分别为133.3、55.1、3.5亿美元,均达到了可观的规模[66]。然后,允许储能在市场上申报投标购电或售电,且其充放电能按照节点电价结算。这实际上让储能反映自身成本,且让市场自主发现储能的调峰价值。2019年PJM平均的峰谷电价价差约为16美元/(MW·h)(合0.105元/(kW·h))[66],而光伏渗透率较高的美国加州独立系统运营商(California Independent System Operator,CAISO)平均峰谷价差则达到约45美元/(MW·h)(合0.300元/(kW·h))[67],在某些供需紧张日期,峰谷价差可达到1元/(kW·h)以上。市场可根据不同系统不同日期的调峰压力,给出不同的调峰奖励。
第2类是要求市场考虑储能特殊的物理特性。首先,储能的准入门槛将从1 MW降低到100 kW。这将在很大程度上增加市场主体数量,增强市场的竞争性,实现更大范围内更优的资源配置。根据美国能源部的储能数据库,这使得具备准入资格的电化学储能装置数量从124个上升到289个,占数据库收录项目的比例从25%上升到55%[68]。其次,明确储能的荷电状态约束,保证储能不同时充放电,考虑储能的能量有限性核定其容量价值等。这些政策充分考虑了储能的物理特性,以容量有限性为例,根据CAISO的数据,市场中大多数电池储能的持续放电时间在1~4 h之间,仅有不到5%拥有超过4 h的放电能力[67],这与传统化石燃料机组有显著的差异。
FERC各法案的思想是指导性的,在具体执行时为各ISO预留了相当的灵活性,允许其结合自身市场特点采用不同的技术路线。
2.2 现货能量市场机制
在改革之前,能量市场出清模型较少考虑储能的物理特性,如荷电状态约束、与电网之间的双向能量流等,而作为现货市场体系的核心,能量市场能直接产生短期调度结果和价格信号,因此大部分ISO都非常关注其出清模型的修正,以帮助储能更好地发挥削峰填谷作用。
在FERC 841法案下,各ISO在选择技术路线方面有一定的自主权,本节以储能规模最大的CAISO、PJM的市场机制为例进行分析,见表2。
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