短讯！麻省理工学院能源计划未来研究报告（二十一）：具有储能系统的脱碳电力系统的治理

8.5 重组和混合电力系统

竞争激烈的批发电力市场通常比服务成本/回报率监管提供更强的降低成本激励。然而，有组织的区域批发电力市场中的现有规则，并不是为具有高比例可再生能源的电力系统设计的。此外，现有企业（包括化石燃料发电设施的所有者）并不急于以储能供应商的身份进行市场竞争。美国联邦能源监管委员会于2018年发布的FERC 841号命令要求独立系统运营商（ISO）使储能供应商能够参与区域市场，这是重要的第一步。美国联邦能源监管委员通过在2020年发布的2222号命令又迈出了重要一步，该命令要求独立系统运营商消除通过聚合商参与区域市场的分布式能源（包括用户侧储能系统）的部署障碍。

这些命令需要转化为可行的市场规则并与州法规保持一致，特别是在整合批发市场以及储能系统的部署和客户价值方面。在加利福尼亚州，加州公用事业委员会(CPUC)和加州独立系统运营商(CAISO)已经在这种整合方面做了大量工作，这可能得益于加州独立系统运营商(CAISO)是具有综合的单一监管框架和气候政策制度来指导其行动。对于其他州的独立系统运营商(CAISO)而言，这种整合可能更具挑战性。

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制定协调一致并提供效率激励的州和联邦的规则并非易事，但这对于具有高比例可再生能源的电力系统至关重要，其中避免不必要的成本将会要求储能系统发挥重要作用。至少，储能系统供应商必须能够以批发现货市场价格提供电力。在充电时，储能系统不应被视为一种负载。这意味着储能系统供应商不应承担电力系统固定成本的负担，除非基于成本考虑有明确的理由这样做。例如，如果将储能系统添加到电力系统不会产生传输互连成本，那么应该允许参与容量和辅助服务市场，并认识到储能系统的储能容量将随着持续时间而变化。

建议8.3美国联邦能源监管委员会(FERC)、各州监管机构和独立系统运营商（ISO）应改革和调整市场规则，以使基于电网的储能和配电供应商能够有效参与批发能源和辅助服务市场，这些规则改革应允许聚合商参与批发市场。

由于美国许多地区存在分散的行业结构，允许基于客户和配电级别的资源参与批发市场会引发复杂的市场设计问题。尽管如此，这种分布式能源资产日益增长的重要性以及它们可以提供的潜在好处使其成为一个需要解决的重要问题。最大限度地降低电力系统成本，将要求允许供应商以批发能源价格买卖，并根据输配电损失进行调整（并允许参与辅助服务和容量市场），正如FERC 2222号命令所要求的那样。高效的运营还可能要求电力系统运营商能够跟踪发电设施和储能系统的容量、资源状态（例如储能系统的充电状态）和运营情况。

如上所述，已经部署了各种容量市场设计和其他容量补偿机制，以通过补充从能源和辅助服务市场获得的收入来鼓励对发电设施的投资。这些努力的结果好坏参半，需要频繁地改变市场设计。现有的容量市场机制最初是为可调度的公用事业规模发电系统设计的。在此类系统中，装机容量是衡量电力系统供电能力的一个良好的衡量标准，通常在炎热夏季的需求峰值期间，或者不太常见的情况下（例如非常寒冷的冬天）。

计算可再生能源发电设施和储能系统在电力系统满足电力需求时提供的电力更加复杂。从本质上讲，它需要检查：(1)电力供应的概率分布，包括装机容量和用户侧供应商；(2)电力需求的概率分布。分析电力需求需要适当考虑不同类型可再生能源发电设施的预期发电量之间的相关性，以及可再生能源供应和能源需求之间的相关性，这两者都会对天气条件的变化更加敏感。例如在炎热的傍晚，具有高比例可再生能源的电力系统可能会面临更大的供电压力。

作为经济范围内的脱碳战略的一部分，供暖的电气化也可能增加冬季需求峰值期间对容量规划的相对重要性。此外，任何特定类型的可再生能源发电设施的预期容量贡献将取决于发电结构。例如，太阳能发电量的份额越高，电力系统的供电压力就越有可能发生在下午晚些时候或傍晚（在电力需求达到峰值之后），此时太阳能发电量正在下降或为零。例如，加利福尼亚州在2020年8月发生的减载发生在需求高峰时间之后，并且发生在傍晚净高峰需求期间，也就是太阳下山期间。

尽管现有容量机制正在调整以考虑可再生能源发电的有效承载能力（ELCC），但采用大量储能系统的电力系统可以充分调整这些机制，这将带来新的市场设计挑战。与可再生能源发电设施不同，完全或部分充电的储能系统可以提供的电力不太可能随时间变化很大。然而，储能系统可以提供电力的时间受到储能系统的持续时间以及充电状态的限制。

任何给定时刻的充电状态将由先前的运营决策决定。由于电力系统在峰值期间的价格更高，因此储能系统运营商将有动力在这一时期之前将其储能系统放电。然而，电力系统的电力需求无法精准地预测。此外，随着更多具有特定设计和持续时间（例如四个小时）的储能系统被添加到电力系统中，它们的有效承载能力（ELCC）将开始下降。需要制定市场规则来应对这些挑战，并确定储能资源可以提供的容量价值，以满足可靠性标准。

建议8.4独立系统运营商（ISO）应该：重新设计适用于可再生能源发电设施和储能系统的现有容量机制，考虑到可再生能源发电间歇性以及储能容量有限的事实；增加对考虑这些因素的综合资源规划的依赖。

电力系统规划者和运营商面临一个基本问题：目前尚不清楚如何为具有高比例可再生能源的电力系统和储能系统的设置资源充足标准。取决于预期压力事件的性质、持续时间、能量受限，这似乎存在复杂的权衡。研究团队认为这个问题还没有得到解决。

与其希望对当前市场设计的修改会产生可接受的结果，不如在短期内实施结构良好的综合资源规划流程，类似于可以采用的规划流程通过垂直整合的公用事业公司为不同规模的可再生能源和储能容量设定目标。即使认识到综合资源规划在过去并不总是奏效，其部分原因是规划者倾向于尽量减少不确定性，美国的一些垂直整合公用事业公司可能已经在这方面取得了最大的进展。这些公司在管理向脱碳系统的过渡方面可能具有优势，因为它们能够在内部捕获所有相关的价值流。

最后，正如第7章所讨论的，部署储能系统具有延迟或取代输配电基础设施投资的能力，在电力需求快速增长的电力系统中非常有价值。储能系统的有效使用要求储能系统提供者获得这些好处。因此储能系统必须：（1）完全集成到独立系统运营商（ISO）管理的传输规划流程中；(2)允许与传统的输配电方案竞争；(3)根据美国联邦能源监管委员会（FERC）第1000号命令，提供可靠性、发电效率或公共政策服务作为基于电力线路选项的补偿。有效整合储能高对比度还需要允许提供相关服务的储能系统参与电力批发市场。实现这一目标需要州政府和联邦政府的支持。

建议8.5美国联邦能源监管委员会（FERC）应将储能系统整合到输电规划流程中，而州监管机构应要求将储能整合到配电系统规划中，并且应允许储能设备在实际可行的情况下提供批发电力市场服务。

该建议也适用于依赖垂直整合公用事业公司的市场结构，重点是开发监管框架和市场设计，以识别储能系统可以提供的全套价值流（关于批发电力、输电、配电和客户侧服务），而不会夸大它们的综合价值。

8.6 零售电价和经济范围内的脱碳

目前，美国大多数住宅和小型商业和工业客户的零售电价不会随时间变化，也不会因现货批发价格所反映的电力水平的电力系统条件而变化。这些以千瓦时收费为主的电价不鼓励甚至无法对电力边际价值的变化做出需求响应。因此，它们与配电效率不一致。随着可再生能源发电设施和储能系统发挥更大的作用以及随着电力现货价格（或者在垂直整合公用事业的情况下，系统边际成本）变得越来越高，引入更高效的电费设计的好处将会快速上升。

此外，商业和工业客户经常根据他们在电力系统峰值需求期间的需求支付大量费用，这会激励他们投资于可用于减少其重合峰值（CP）的需求，从而减少电力费用。通常情况下，这些投资构成了一种不太经济的形式，因为它们减少了储能投资者的账单，却没有在电力系统范围内提供相应的收益，从而将成本回收的负担转移给其他客户。在高比例可再生能源的电力系统中，其效果可能是将需求转移到净峰值需求期间，从而进一步加重电力系统的压力。

近期对大客户的重合峰值（CP）需求收费改革似乎既可行，也越来越重要。随着储能成本的持续下降，大客户避免基于重合峰值（CP）的需求费用的盈利机会将会增加。如果不解决这个问题，大客户将显著地减少通过需求收费收取的收入，从而将支付公用事业成本的负担大幅转移到其他类别客户。这将对电力系统总成本和公平性产生不利影响。避免这些影响将需要重新设计零售费率，以通过不同类型的需求收费来收回储能系统的成本。

建议8.6各州监管机构应该用对电力系统供应成本影响的衡量标准来代替对客户的重合峰值（CP）需求收费，因为这些衡量标准不太容易被实施。

在这一点上，理想、高效和公平的零售电费设计的最佳方法并不明显，需要大量的额外研究工作。虽然许多组织都在探讨费率设计问题，而继续当前研究的努力至关重要——其中包括努力分析将零售价格的边际成本与批发价格变化紧密联系起来的零售电费机制，以及允许零售供应商的自愿合同选择以响应批发价格调整客户的电力需求。适合这种模式的空调和热水器已经存在多年，深受消费者欢迎。这些选项可能需要扩展以包括其他负载，例如电动汽车充电和客户拥有的储能系统。此外，限制高批发价格对住宅和小型商业和工业客户的影响以换取固定付款的设计值得进一步研究。

建议8.7美国能源部(DOE)应与各州监管机构合作，增加对独立研究的支持，包括支持精心设计的随机对照实验，旨在促进储能部署，并鼓励其广泛采用。

可以说，本章和第6章中所有建议的责任都应由美国能源部(DOE)负责，同时提供充分反映所涉及主题的高度重要性和复杂性的资金水平。

两个重要但相互竞争的原则应指导对零售电费设计的继续研究。首先，有效的电气化和基于客户的发电和储能的有效投资，要求边际成本可以随着包括碳排放限制成本在内的批发现货价格而变化。正如研究团队在第6章中所展示的，与没有碳排放限制的政策相比，致力脱碳将会增加平均电力成本。在这种情况下，实现高效和快速的电气化意味着客户必须能够调整他们的需求，以避免高成本时期并利用现货价格很低，尤其是给电动汽车充电。另一方面，正如德克萨斯州的一些客户最近了解到的那样，将零售电价的发电部分直接与电力批发现货价格挂钩将使小客户面临潜在的巨大财务风险。但是，可以通过公用事业公司或竞争性零售企业之间的各种具有保险功能的远期合同或负荷控制安排来降低这种风险，同时保持有效的边际成本供应商和客户。此类合同或安排可以利用智能计量、通信和控制技术来降低消费者的风险，同时将部分零售价格与批发价格联系起来。需要更详细地探索潜在的零售电力费率设计，以评估替代定价和合同机制的分配效率特性及其收入分配特性。

第二个竞争原则来自这样一个事实，即具有储能系统的高比例可再生能源的电力系统的大部分成本将在短期内减少。此外，鉴于基于第6章的建模的未来电力系统中预计会出现极端的现货价格波动，以及在当今波动较小的系统中几乎无处不在的容量机制，似乎不可避免的是，价格上限和容量机制在高比例可再生能源的电力系统中将变得更加重要。这些容量机制的收入还需要支付可再生能源发电设施的大部分成本，并且可能还包括储能系统的成本。与此同时，对所有客户征收的高额而统一的固定费用显然是不公平的。因此，需要进一步研究以确定向零售消费者提供有效价格信号的替代制度，其中相当一部分消费者的账单与当前消费无关。公众和政策制定者也必须普遍认为潜在有用的费率设计是公平的。

即使研究机构就最佳零售费率设计达成共识，实施必要的零售定价改革也很大程度上取决于美国各州监管机构。公用事业公司通常不受州零售费率监管，竞争性零售商必须有一定的自由度来设计自己的费率结构。而一些客户将受益于零售费率设计的变化，而另一些客户则会看到更高的成本。这些分配效应将导致监管过程中的争议，并可能破坏零售费率设计的有效变革。

大型工业客户已经更有可能面临随实际或预期电力系统条件变化的零售价格，部分原因是他们通常被认为比客户更能管理价格风险。在存在零售竞争的州，客户通常会与竞争的零售供应商协商其个人合同的条款和条件。

8.7 结论和要点

本章考虑了替代的监管和政策安排如何使储能系统能够以尽可能低的成本实现脱碳的更广泛目标。未来的脱碳电力系统由于对可再生能源(VRE)发电设施和储能系统的依赖性更大，将带来新的运营和融资挑战，以及监管和市场设计方面的复杂挑战。本章中包含的建议以及随后的内容摘要中的建议旨在应对这些挑战。

•随着间歇性可再生能源发电技术的普及，2050年的电力系统将需要应对前所未有的电力供应波动。储能系统将在这些系统中发挥更大的作用。

•第6章中建模的脱碳电力系统的两个特征对市场和治理机构的设计具有特别重要的意义。首先是批发现货价格的分布非常不同。第二个是电网规模和客户场所的储能系统是电力系统其他元素的潜在替代品。

•美国各州和联邦监管机构需要增加人员配置和预算，以增强其设计和实施监管机制的能力，这些机制可以指导向具有储能系统的高比例可再生能源的电力系统的过渡。

•各州监管机构应制定规则，允许安装在客户场所的储能系统和发电资产所有者根据适当的条款和条件向其所在地理足迹内的垂直整合公用事业公司出售服务，以促进有效投资和使用用户侧发电设施和储能系统。

•制定有效又一致的各州和联邦规则并不简单，但这对于未来的高比例可再生能源的电力系统至关重要。美国联邦能源监管委员会(FERC)、各州监管机构和独立系统运营商（ISO）应该改革和调整市场规则，以使基于电网的储能和配电供应商能够有效参与批发能源和辅助服务市场。而这些改革后的规则应允许聚合商参与批发市场。

•需要制定市场规则，使容量机制适应可再生能源发电的有效承载能力，并确定储能资源可以提供的容量值以满足可靠性标准。独立系统运营商（ISO）应该重新设计适用于可再生能源发电和储能秕的现有容量机制。

•储能系统可以为输配电系统带来好处，这在快速增长的电力系统中尤为重要，例如第7章中讨论的那些案例。为了有效地实现这些好处，美国联邦监管机构应将储能系统整合到输电规划过程中，而各州监管机构应开要求整合配电系统规划中的储能系统。此外，应该允许储能系统在实际可行的情况下提供批发电力市场服务。

•理想、高效和公平的零售电价设计的最佳方法在这一点上并不明显，但很明显，必须减少对统一收费的总体依赖，而且很可能更大比例的收入必须通过不会随当前消费而变化的收费来增加。需要进行大量的研究。美国能源部应与各州监管机构合作，加强对旨为具有储能系统的高比例可再生能源的电力系统的高效和公平的零售费率设计。

•即使研究机就最佳的零售电费设计达成共识，实施改革仍在很大程度上取决于各州监管机构。一些客户将受益于零售费率设计的变化，而另一些客户则可能支付更高的成本。一些州的零售电费竞争进一步增加了监管复杂性。减少不利影响的有效机制应更多地考虑这样的影响。

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