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2.2、峰值容量的价值和4小时规则的含义

  提供峰值容量可以满足炎热夏季的电力需求，或者在寒冷的冬季满足远高于平均水平的电力需求。调峰服务以往由天然气发电厂、燃煤发电厂或柴油发电机提供，美国用于调峰发电厂的装机容量约为260GW。而运营这些调峰发电厂成本较低，这是因为它们的使用率较低，燃料成本和其他可变成本相对较低。随着这些调峰发电厂的退役以及对峰值电力需求的增加，需要提供新的峰值容量。电池成本持续下降提高了锂离子电池储能系统提供调峰服务的竞争力。

  提供峰值容量的储能系统提供了两个主要的价值:容量服务和能量时移。

  储能系统的调峰能力反映了其“容量信用”，容量信用是指储能系统存储的电力能够用于满足峰值需求的比例，通常以百分比来衡量。

  在美国大多数地区，储能系统的容量信用是由各州和市场监管机构以及当地市场经营者(在具有电力批发市场的地区)共同确定的。包括CAISO、MISO、NYISO和SPP等电网运营商的服务区域的规定，所需的储能系统最小持续时间为4小时，而ISO-NE公司则要求储能系统持续时间为2小时，并用于确定其在容量市场中获得回报和补偿的资格。

在对储能系统具有持续时间要求的地区(例如4小时容量规则)，储能系统根据电网运营商或监管机构制定的持续时间要求获得回报。低于持续时间要求的电池储能系统可以获得部分容量信用，如图2所示。但在本例中，6小时电池储能系统获得的价值或收益并不比4小时电池储能系统多。 

  图2 对于4小时容量规则的地区来说，持续时间超过4小时的储能系统提供的容量服务并没有额外经济回报。

  储能系统作为容量资源的一个重要价值来源是“能源时移套利”，能源时移套利是指储能系统在电力价格较低的非峰值期间储存电力，并在价格较高的峰值期间放电以获利。用于调峰的电池储能系统可以同时提供容量服务和能量转移服务，因为电力价格最高的时段(当电池储能系统将放电以最大化收益或最小化系统成本时)通常是电力系统的峰值电力需求期间。电力价格最低的时段(当电池充电时)也是电力需求较低的时期，因此当储能系统提供电力时，电力系统停电的风险降低。而容量服务和能量时移这两种服务可以叠加。

  对提供能量时移的储能系统的价值研究表明，储能系统的大部分价值可以通过相对较短的持续时间来获得。图3显示了从储能系统中获得的潜在价值是持续时间的函数，并与持续时间为40小时的长时储能系统进行对比。在本例中，使用最近几年的价格来模拟储能系统在一些市场区域获得的收入。虽然这些收入由于地点和输电限制等因素而有很大差异，但其价值作为持续时间函数的总体趋势是相似的。在储能系统的持续时间中，放电的第一个小时获得的价值最高，因为在市场价格中套利的幅度最大。随后的每一个小时都以递减的价差进行套利。橙色曲线表明一个4小时储能系统获得了理论上最高的价值，因此是4小时储能系统是最佳的选择。

  蓝色曲线显示的是长时储能系统获得更多价值的结果。然而，即使在这个区域，一个4小时的储能系统所获得的价值也超过了一个持续时间40小时的长时储能系统获得价值的60%。同样值得注意的是，40小时储能系统不太可能充分发挥其潜力，因为这需要在数周的时间内对储能系统的使用进行优化。

  图3.储能系统在前几个小时获得大部分能量时移的价值，其中4小时获利能到达长时储能系统的60%以上

  其结果来自传统市场区域，所示的两条曲线代表了不同持续时间的储能系统所获得收入比例的上限和下限。

使用容量服务和能量时移的估计值，图4(上图)提供了容量服务和能量时移组合每年获得的价值(美元/kW/年)作为持续时间函数的范围。假设采用4小时容量规则，并使用两个容量的值进行计算:较低的值为80美元/kW/年，较高的值为150美元/kW/年。这与图3中的能量时移曲线的价值相结合，使用较低的值（60美元/kW/年）和较高的值（120美元/kW/年）。4小时储能系统显示的值为84%至88%，因此它代表容量服务（100%）和能量时移（约62%至75%）的加权平均值。 

  图4 在具有4小时容量规则的地区，一个4小时储能系统可以获得80%以上的能量时移价值，以及长时储能系统可以获得的能量时移价值(图4的上图)。下图是在增加额外的持续时间之后的增量。

  4小时容量规则和能量时移价值曲线相结合，导致在许多地区部署持续时间超过4小时的储能系统几乎没有经济回报。这可以通过其增量值来证明，例如图4的下图所示。

  3、超越4小时持续时间：改变价值主张

  如今有两个变化，可能会将价值主张转变为采用持续时间4小时以上的长时储能系统，如图5所示。根据第2章节描述的4小时容量规则，说明了储能系统在电力系统提供服务的价值主张的变化。第一个变化（如灰色曲线所示）是服务价值向长时储能系统的转变，如3.1节所述。第二个变化（如蓝色曲线所示）是提供有利于长时储能系统的价值来源。3.2节对此进行了讨论。

  图5 有两个变化可能会使价值主张转向长时储能系统，包括现有服务价值的转变和提供适合更长持续时间的额外服务。

  3.1、超越4小时容量规则:改变容量价值曲线

  4小时容量规则是对容量价值和持续时间之间复杂关系的简化，它反映了储能市场的近期情况(仅在某些地区)。随着时间的推移，容量规则可能会演变，以反映电网运营条件的变化，这可能会改变价值曲线的形状，并可能要求储能系统提价更长的持续时间。

  （1）考虑非线性率和基于有效负载承载容量（ELCC)的容量值

  图2所示的4小时容量规则和线性降额曲线是基于各个储能市场现有的容量价值获取规则。虽然4小时储能系统提供了容量信用，但线性降额曲线是对储能系统的持续时间和装机容量之间更复杂关系的一种简化，共部分原因是负载的不确定性和天气变化。一种更复杂的评估储能容量信用的方法是使用有效负荷承载容量（ELCC)进行衡量。图6显示了PJM公司在其2024年容量信用中使用的ELCC估计，以及爱达荷电力公司在其2023年综合资源计划中使用的ELCC估计。在这张图中，其曲线并不能反映储能系统的持续时间少于4小时的潜在变化。在此之前，其他分析表明，储能系统的容量信用在较短的持续时间内具有更陡峭的斜率，并形成一条“长尾”。图6 PJM公司和爱达荷电力公司使用ELCC的容量值显示4小时储能系统附加价值的潜力。

  在认识到简单线性下降率的局限性之后，其他地区也使用ELCC方法来评估太阳能发电设施和风力发电设施，现在也正在采用更复杂的ELCC方法来评估储能系统。需要注意的是，采用非线性降额曲线和ELCC方法不会增加持续时间的绝对值，这可能使长时储能系统更具竞争力。

  即使采用ELCC方法，4小时储能系统在夏季峰值电力需求期间的容量价值也非常接近100%。更大的影响将是由于电网结构的变化而导致净负荷曲线的变化。

  （2）冬季的净负荷峰值期间变长

  即使没有复杂的分析，也可以通过了解夏季峰值电力需求模式的曲线来了解4小时容量规则，在这些模式中，在美国大部分地区运营的储能系统的持续时间通常远低于4小时。然而，由于不断变化的电网组合、负荷和天气模式，夏季峰值电力需求期间的曲线形状和长度正在发生变化，这些因素将影响4小时储能系统的价值，最终将会影响长储能系统的价值主张。

图7说明了影响4小时储能系统价值的两个主要因素：首先，随着部署更多的4小时储能系统 (电网结构没有进行任何更改)，其容量信用一始下降。图7的上图在一个模拟场景中说明了这一概念，例如加州部署了约4,500MW的4小时储能系统。并且已经用于调峰，剩余的峰值期间的时间约为6小时。这表明，4小时储能系统无法满足时间更长的峰值需求。在本例中，如果对4小时容量规则进行相应调整(改为6小时的容量规则)，则4小时储能系统需要降额三分之一才能提供6小时的电力。然而，这种价值的下降将在不同程度上被太阳能发电量的增长所抵消，这往往会缩小净负荷峰值，如图7的下图所示。 

  图7.加利福尼亚州增加4小时储能部署对净负载曲线的模拟影响。演示了储能系统如何降低峰值需求，但也使其峰值期间变得更长(上图)。峰值期间的延长可以通过增加太阳能发电量(下图)来满足

  在一些研究案例中，4小时储能系统解决夏季峰值电力需求的潜力已经得到了证明。图8显示了2020年8月14日和15日期间加州对太阳能发电和风力发电的需求(蓝色曲线)，其中极端高温以及其他几个因素导致了加州轮流停电。8月14日和8月15日分别中断了2.5小时和1.5小时。具有足够电力的4小时(或更短)的储能系统可以提供足够的电力来避免停电。

  图8.加州2020年的电力中断事件导致了长达2.5小时的轮流停电(灰色柱状图)。4小时储能系统可以避免停电事件，并且能够在非高峰值期间充电。

在夏季峰值电力需求期间，太阳能发电设施提供的电力可以延缓4小时储能系统的价值下降，这在加利福尼亚和西南部的应用中得到了证明。图9显示了PJM公司4小时储能系统的ELCC研究结果。随着时间的推移，这一改变是由于电网结构的变化，包括太阳能发电量的增长。随着峰值期间的转移，这一增加导致太阳能发电设施ELCC(橙色曲线)持续下降， 4小时储能系统的ELCC随着时间的推移(蓝色曲线)而增长，到2030年接近100%。  

  图9. 在PJM公司服务区域部署的太阳能发电设施的增长降低了ELCC，同时大幅增加了4小时储能系统的ELCC，保持了其提供稳定容量的能力。

  因此，在冬季电力需求峰值期间，将会出现部署长时储能系统的机会。

  图10比较了2022年ERCOT公司的冬季电力峰值需求和夏季电力峰值需求期间的需求曲线。实线显示了正常的需求曲线，其中夏季 (7月20日)比冬季 (12月23日)高出约8%。虚线显示了太阳能发电的净峰值。

  图10.2022年ERCOT公司冬季电力峰值需求和夏季电力峰值需求的比较

  图11表明，冬季电力需求峰值期间往往比夏季电力需求峰值期间更长。它使用2022年ERCOT公司数据模拟了储能系统对净负载曲线的影响。图11的上图(7月20日至21日)显示了储能系统对夏季电力峰值期间净负荷的影响，虽然峰值期间已经扩大，但仍然大约有4到5个小时，这意味着4小时储能系统将保持接近满负荷的电量。然而，图11的下图(12月22日至23日)显示冬季电力需求峰值期间扩大到8小时，因为夜间的电力需求仍然很高，储能系统几乎没有机会充电。

  图11.如果在ERCOT公司服务区域中增加2500MW的储能系统，将扩大夏季的净负荷峰值(上图)，但时间更长的峰值期间可以通过更多的太阳能发电量来抵消。冬季电力需求峰值期间(下图)的影响主要是在夜间，这是太阳能发电无法抵消的。这将需要长时储能系统来提供更多的容量。

  图12使用更全面的ELCC分析显示了ERCOT公司中4小时储能系统的ELCC的下降。x轴显示了风力发电设施、太阳能发电设施和储能系统的总部署量，并假设负载没有其他变化。y轴表示4小时储能系统在夏季峰值电力需求期间(蓝色曲线)或冬季峰值电力需求期间(红色曲线)的容量信用。

  图12.随着太阳能发电设施的部署量的增长，ERCOT公司在夏季峰值电力需求期间的4小时储能系统的容量保持或增加。x轴表示风力发电、太阳能和储能系统的总部署量

  图13显示了北美电力可靠性公司在2022年夏季和2022年冬季可靠性评估报告中夏季峰值电力需求与冬季峰值电力需求的对比。除了美国西北地区之外，美国东南部的几个地区现在也进入冬季电力需求峰值期间，这些地区更依赖于电力供暖。

  图13.夏季电力需求峰值期间与冬季电力需求峰值期间的对比。

  图14显示了一组模拟的结果，这些模拟探讨了电气化为美国各地带来的负荷曲线变化。该示例来自NYISO公司服务的区域，显示了2020年夏季求峰值电力需求显著高于冬季峰值电力需求。

  图14.电气化对NYISO公司需求高峰期间影响的例子

  总的来说，虽然在夏季峰值电力需求期间增加的太阳能发电量可以保证4小时储能系统的容量价值，但这也将加速美国大部分地区向冬季峰值电力需求的转变。这可能会导致4小时储能系统的容量价值下降。

  （未完待续）