84GW可再生能源+储能开发如何整合市场规则？

根据美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）研究人员最近在行业杂志《Electrical Journal》发表上的一篇论文，美国混合部署能源项目的开发能力比现在正在运营的4.6GW混合部署能源要高出三倍多。但是风力发电、太阳能发电和电池储能系统开发商正焦急地等待着相关监管部门做出允许混合部署能源项目进入批发市场的决定。

电力系统咨询机构ESIG公司的系统规划小组主席Aaron Bloom表示，“混合部署能源项目具有提供低成本可调度清洁能源的能力。但是监管机构仍将传统的优化规则应用于这种模式，这并不是一个很好办法。”

这篇论文指出，虽然美国联邦和地区监管机构对于可再生能源设施的整合以及如何对共址部署能源项目的技术复杂性进行补偿一直没有做出决定，但并没有阻止这一繁荣发展。公用事业公司认为混合部署的储能项目与独立部署的储能系统相比更能满足政策目标，而开发商则认为可以从中获利。在倡导者的敦促下，美国联邦能源管理委员会表示将在今年7月召开了一次技术研讨会议，探讨有关混合部署能源设施价值的问题。

部署的容量

调查发现，在美国市场2018年和2019年运营的电网规模的混合部署能源项目很少。能源咨询机构InterTran公司创始人Rhonda Peters说：“这就像正在酝酿的风暴一样，但尚未整合。”

而现在看来，这个风暴正在爆发。这篇论文指出，美国共有61个装机容量1MW及以上的可再生能源项目与电池储能系统共址部署，其总装机容量为4.6GW；还有总装机容量为14.7GW的88个可再生能源项目计划与电池储能系统共址部署。此外，美国七大区域输电组织（RTO）和独立系统运营商（ISO）市场互连队列中还将部署69GW混合部署能源设施。

美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）研究员，论文合著者之一Will Gorman表示，其关键问题是公用事业公司的储能系统和可再生能源发电设施应该独立部署的原有做法是否仍然正确。

他表示，当前混合部署能源设施的兴起意味着这种传统做法是错误的，或者需要一些潜在的激励因素来推动发展。

他说，“对于既需要太阳能发电又需要储能系统的公用事业公司来说，混合部署具有成本效益，特别是在公用事业公司可以获取更多价值的情况下。”

Gorman说，推动这一繁荣发展的一个主要因素是30％的美国联邦投资税收抵免（ITC）带来的价值优势，这种税收优惠仅适用于主要采用可再生能源电力充电的电池储能系统。混合部署能源项目通常可以使电池储能系统部署成本更低。

但是，为了获得美国联邦投资税收抵免（ITC）资格，混合部署能源项目很可能部署在太阳能或风力资源丰富的地方，这可能会限制其电池储能系统的使用寿命和回报率。

Gorman说，共址部署在减少互连、交易和建筑成本方面具有显著的成本协同效应，但它们可能无法抵消联邦投资税收抵免（ITC）相关选址和运营限制的成本。

研究人员发现，与太阳能发电设施混合部署的储能项目投资成本比同等规格的独立部署储能项目成本低8％。但是，根据对六个已运营的混合部署太阳能+储能项目的电力采购协议（PPA）价格分析表明，由于地区和储能容量的不同，其部署成本高于独立部署的太阳能发电项目，其成本高出4美元/MWh到14美元/MWh。Gorman说，这意味着混合部署能源项目的价值对取决于批发市场的价格。

而研究表明，在加利福尼亚州的电力市场中，太阳能或风能+储能项目带来的价值可能比独立部署的太阳能或风能项目高出26美元/MWh到29美元/MWh；但在德克萨斯州市场只高出5美元/MWh到7美元/MWh。这表明，在加利福尼亚州是一个不错的选择，而在德克萨斯州则是一个较差选择。

研究人员得出结论，混合部署能源项目的电力采购协议价格需要高出2%至11%的价格，才能证明部署储能系统是合理的。如果成本协同效应没有超过这个水平，那么投资者可能更愿意独立部署储能系统。

Gorman说，加州的研究结果解释了2019年提议的96％太阳能发电设施和75％风能项目都是混合部署的原因。在以更高价格补偿满足可靠性需求容量的市场中，混合部署能源项目的价值也更高。在加利福尼亚州，大约三分之一的价值来自容量价格，而德克萨斯州的价值较低。

Gorman说，这是一个市场规则和政策激励如何决定或颠覆项目部署财务状况的例子。美国联邦能源监管委员会（FERC）及其监管的独立系统运营商（ISO）和区域输电组织（RTO）正在努力了解混合部署能源项目的价值以及将其引入批发市场的挑战。

美国联邦能源监管委员会（FERC）发言人Craig Cano表示，希望了解由于对部署混合部署能源项目的兴趣日益增长而引发的技术和市场问题。

德州电力可靠性委员会(ERCOT)、加州独立系统运营商、美国中大陆独立系统运营商(MISO) 拥有积极的利益相关者流程，正在推动混合部署能源项目的整合。德州电力可靠性委员会(ERCOT)发言人Leslie Sopko，加州独立系统运营商(CASIO)发言人Anne Gonzales和美国中大陆独立系统运营商(MISO)发言人Allison Bermudez对行业媒体的采访进行了回应。

他们表示，德州电力可靠性委员会(ERCOT)不受美国联邦能源监管委员会（FERC）法规的监管，但另外两家系统运营商对美国联邦能源监管委员会（FERC）即将举行的技术会议表示欢迎。

开发商面临的障碍是技术性的，但这与参与批发市场的规则有关。电池储能系统在充电时就是一种负载，在放电时就是一种发电设施。因此需要对市场规则进行调整，以充分评估可再生能源发电设施和储能系统的价值，这可能需要考虑保护储能系统所有者能够获得美国联邦投资税收抵免（ITC）。

Gorman说：“监管的不确定性可能会影响混合部署能源项目的趋势是否持续。”但是，正如系统运营商的流程所表明的那样，授权和客户需求将会继续推动可再生能源的增长，开发商将添加储能系统以提供灵活的方式来管理这些可再生能源，并且公用事业公司需要认识到未来会发生什么。

开发商的报告

2015年，NextEra公司首席执行官Jim Robo预测，太阳能+储能项目将在2020年开始取代天然气峰值发电厂。2018年2月，亚利桑那州公共服务公司（APS）宣布与First Solar公司签订一份为期15年的合同，将于2021年开通运营一个65MW太阳能发电设施和装机容量为50MW的电池储能项目，以满足电力峰值需求。

从First Solar公司离职不久的REPlantSolutions公司首席执行官Mahesh Morjaria表示，直到最近，储能系统部署成本还是使公用事业公司望而却步。混合部署对于既需要太阳能发电设施又需要储能系统的公用事业公司来说具有成本效益，可以获取多种价值。

很多公用事业公司对混合部署能源项目表现出极大的兴趣。

佛罗里达州电力和照明公司（FPL）开发副总裁Matt Valle日前表示，该公司正在部署的装机容量为409 MW Manatee储能中心将于2021年投入使用，将成为与太阳能发电设施配套部署全球最大的一个电池储能系统。太阳能+储能项目已经成为一种具有经济竞争力的选择，其他公用事业公司和储能开发商对此表示认同。

Enel Green Power公司北美储能业务增长战略负责人Ryan Prescott认为，允许混合部署能源项目与现有发电设施进行竞争的规则和激励措施正在进入市场。而且大多数市场现在正在考虑或进行费率改革，这将开始为混合部署能源项目的发展铺平道路。

美国主要的电网规模太阳能开发商Recurrent Energy公司表Mike Arndt表示，该公司正在部署的一个装机容量为300MW的太阳能发电设施和180MWh电池储能系统的混合部署项目将于2021年在加利福尼亚州开通运营，并正在进入美国中西部和东部市场。他指出，这些主要的市场对混合部署能源项目的增长至关重要，监管机构需要明确互连和容量市场规则。

ESIG公司的Bloom表示，如果市场规则允许混合部署能源项目的调度有益于电力系统，即使价格较低也将面临着一个挑战。

但公用事业公司高管应该认识到，尽管面临挑战，但其市场正受到颠覆，因为混合部署的发展速度比市场结构的发展速度还要快。Bloom认为，这些高管必须为纳税人和股东做正确的事情，但他们也应该考虑存在不确定性。混合部署能源项目面临巨大的市场机会，而技术将会推动需求。”

部署混合部署能源项目的动机和选项

更好的方法

利益相关者和研究人员表示，还有一些市场流程方法可以为混合部署能源项目的发展扫清道路。

Gorman说：“随着市场设计的发展，需要更多真实世界的数据来了解混合部署能源项目的最佳投标和调度策略，以实现对资产所有者和市场的最大化价值。”

行业媒体《Electricity Journal》的研究人员报告说，有三种提议的模式可以用于批发市场中的混合部署能源项目的参与和补偿，但可能并没有一个最好的方法。只有将它们全部提供给资产所有者和系统运营商让他们来选择。

其中一个模式是是资产所有者将可再生能源和储能项目作为独立资源投标进入批发市场，并允许系统运营商根据需要进行调度。研究人员说，更复杂的选择将使系统运营商可以控制混合部署能源项目的单独使用，该方法已用于确保电池储能系统所有者获得美国联邦投资税收抵免（ITC）。

研究人员说，提议的另一个模式是，系统运营商将混合部署能源项目作为单一聚合资源进行管理，就像他们管理独立部署储能项目一样。

Stoel Rives公司的Lund表示，混合部署能源项目中的储能容量往往没有充分利用。如果将其部署在变电站附近而不是与可再生能源发电设施共址部署，则系统运营商可以更多地将其用于更多电力服务，例如频率调节和其他辅助服务。

但他承认，与提议的混合部署能源项目中的电池储能系统相比，辅助服务市场规模很小。他认为，储能系统与可再生能源共址部署可以减少的互连、开发和其他成本，其价值应该得到承认。

InterTran公司的Peters表示，共址部署很重要。她认为，可再生能源发电设施必须和储能系统配套，以具有足够高的容量信用，以取代化石燃料发电设施。

还有一个模式将允许资产所有者将混合部署能源项目作为单一聚合资源进入市场中。ESIG公司在2019年10月发布的一篇论文中对这种方法进行了全面概述，该论文获得了许多混合部署能源项目倡导者的青睐。

Peters表示，总体而言，向混合部署能源项目开放市场的进展仍然非常缓慢，由于美国联邦能源监管委员会（FERC）认为，可再生能源项目与储能系统共址部署可能是一种燃料发电设施的变体，需要重新启动互连应用程序，其代价非常高昂，因此解决这种不确定性的唯一方法是变更政策。

Peters说，美国联邦能源监管委员会（FERC）可以通过选择ESIG公司提出的市场参与模式来解决许多不确定性，该模式与《Electricity Journal》论文中提议进入市场的一种模式相呼应。

这份论文表明，混合部署能源项目将在互连之后由所有者和运营商进行控制，并作为单一资源提供给市场或系统运营商。这可以在不对现有市场和运营实践进行重大改变的情况下完成。

所有者和运营商管理组件的特性和提供能源、辅助服务和资源充足能力，就像传统发电设施一样。但是，混合部署能源项目将比燃料发电设施或水力发电设施具有更大的灵活性和更少的运行限制。

Peters说，“现在已经开通运营或在近期队列中部署混合能源项目的开发商是市场先行者。没有一个确定的市场模式，意味着没有调度或结算，因此他们需要冒着数亿美元投资风险的压力，这迫使美国联邦能源监管委员会（FERC）和系统运营商优先考虑混合部署能源项目的互连和市场参与规则。”

美国联邦能源监管委员会（FERC）在4月7日宣布，计划在7月23日举办一个技术会议。此次会议将探讨一些与混合部署能源项目开发有关的技术和市场问题。

原标题:84GW可再生能源+储能项目开发如何整合市场规则？