2019年5月18-20日，“ESIE2019储能国际峰会暨展览会”如期举行，会上，原美国加州独立系统调度中心主任（CAISO）、市场设计工程师刘云仁进行了发言。他提到：“841”的精神就是要求各个ISO/RTO要修改自己的市场规则，要扫清储能装置参加电力市场的障碍，促进储能装置参加电力市场提供方便。
以下为发言实录：
原美国加州独立系统调度中心主任（CAISO）、市场设计工程师刘云仁：
谢谢大会邀请我来跟大家分享一下储能参加加州电力市场的经验。刚才清华大学的钟教授已经对储能参加电力市场和加州的储能应用已经做了很好的介绍，我现在只是做一点补充。
加州是美国人口最多的一个州，面积第三大，大家都知道加州是在美国是非常发达，非常富有的州，不管在什么方面，在高科技创新、科技创新方面是领先世界潮流，而且加州的农业、牧业也是在全美国占领先的地位，包括旅游也是非常先进的。
所以在电力工业改革的问题上，加州也是领先世界的潮流。所以在储能参加电力市场这个问题上，加州也不落后，也是走在世界的最前面。
刚才清华的钟教授已经介绍过，其实储能最开始在参加电力市场，最好、最多的途径是以调频的方式进入电力市场。为什么呢？因为储能，特别是电池储能有非常好的反应，反应时间非常快，调节比较精确，跟踪指令的性能比较好。所以它是最好的，但是储能不光是能够参加调频，它在其他的电力市场各个领域、各个方面都可以参加。但是主要取决于储能的时间特性，它根据时间来分，如果在一分钟之内，几秒钟之内的短期储能，可以减轻频率的波动问题，可以改善电能的质量，这是最短的，一般来说1分钟-15分钟应用是最广泛的，这个主要改变调频，还有运行备用，应用最广泛的在这一点。
15分钟-60分钟的时段，主要是用于运行备用、附加能量调度。运行备用，虽然国内有8个辅助服务市场已经开始运行，但是我没有看到一个真正把运行备用当做一个产品，进行购买或者进行补偿的，这个是非常重要的运行备用，后面我还会讲到这个问题，运行备用是最重要的辅助备用之一。
1小时-4小时，负责负荷跟踪，在加州市场或者电力市场，每小时有小时的发电计划或者负荷计划，负荷计划两个小时之间会有差异，是以小时来算。这两者之间有差异，如果跟踪这两个小时之间的差异，就需要运行备用。
4小时-24小时之间，主要用抽水电站，作为峰谷的调节、能量转移，低谷的时候抽水、高峰时候放水发电，这个就参加日前能量市场，前面都是参加辅助服务市场，当然也参加实时能量市场，但是4小时-24小时这种长期的储能装置主要是参加能量市场，几天的也是参加能量市场，参加技术组合。我们加州没有容量市场，在别的州，储能装置也能作为容量市场的产品，保证负荷所需要的容量储备。所以参加市场主要是根据储能的特征，主要是由储能时间、充放电所需要的时间来决定它哪一部分市场，
美国对储能参加电力市场还是比较重视，最近在去年2月份FERC公布了Order841命令，命令要求ISO/RTO，美国一共有7个这样的组织。但是这7个组织有点怪，不属于FERC管，他自己是一个机构。我下面讲FERC的841命令对德州不管用的，德州有自己的政策。“841”的精神就是要求各个ISO/RTO要修改自己的市场规则，要扫清储能装置参加电力市场的障碍，促进储能装置参加电力市场提供方便。“841”具体的要求就是有下面这几点：
所有储能装置，电网储能装置，刚才钟老师定义的，电网能够调度的这些储能装置直接连在电网上的。所有的能量、容量、辅助服务都可以提供，可以参加电力市场竞争。它要制订对于各种储能装置参加电力市场需要什么参数，需要什么要求，市场要比较明确的的定义出来。
最小尺寸不能小于100千瓦或者0.1MW，这个为配网的储能装置进入市场留有余地，现在实际上还没有做到这一点，一般要求都在一个兆瓦以上，因为这里面有个问题，如果只有0.1兆瓦，我相信所有的优化程序里边的最小值，这一点技术有困难，真正要实现配网进入电力市场，配网小的储能装置要进入市场，可能得打包，我们系统不可能处理那么小的。因为在里边软件的极限就是0.1MW，再小的就算不下去了，这个是一个挑战。
另外，储能装置要能够被调度，既可以作为买方，也可以作为卖方在批发市场进行交易，最后按照批发市场的价格进行结算。充电的时候，按照发电的边际电价支付颠覆，相当于负荷，按照节点电价支付电费。放电的时候要得到补偿。
FERC要求，去年12月3号以前向FERC提供执行“841”号命令的计划，在这6个ISO/RTO当中，从这张图可以看出，这是FERC做的评估，加州是执行的最好的，其他的州各有各的，黄的表示不确定的，红的是表示不达标，加州所有都达标，从这点来看加州也是走在最前面，做的最好的，具体的大家可以看我的PPT。
加州为什么会做的最好？加州从市场开始第一天，我们就有储能装置了，但是当时主要的储能装置主要是抽水储能，在市场模型里面就有抽水储能这种资源的形式，像发电机负荷专门有一种，抽水储能我把它当做发电资源进入市场模型的，抽水储能抽水的时候是当负荷用，但是我是按照发电机的模型进入市场的，发电机有负的发电用量，所以是负荷。在发电的时候，就是正规的水电发电机，所以我们原来就有储能模型在里面了。把其他的储能装置纳入市场，在加州来说市场模型不需要太大的修改，很容易就做到。
另外加州在促进储能进入市场起步比联邦还要早，早在2010年加州就通过了州里面的法案，就是AB2514，这个法案就是为储能装置进入市场扫清障碍、提供便利，而且设立了，应该是2020年达到132.5万MW的抽水储能，不包括抽水储能，抽水储能主要还是锂离子电池，还有一种流动电池，具体的技术我不懂，反正是最新的一种方式。
从2016年开始，加州为了促进储能参加加州市场，加州就分四个阶段提出了市场改进的措施，这四个阶段现在已经完成了两个阶段，第三个阶段正在进行，具体的大家可以看我的PPT，我就不讲了。
现在储能装置作为所有的储能形式进入加州市场，加州市场专门帮它定义了一种资源模型，叫做NGR非发电资源，NGR跟发电机不一样，他是可以从负到正进行的一种资源，可以在整个容量范围，比方从充电到放电，从负到正，他可以连续的调度到任何水平。
第二，储能装置都有一个最大的能量限制的要求。最大的能量限制，就像手机电池，你有多少毫安，最大你可以充到多少电，最小你不能超出这个限制，你不能一直充电充电，充满了就不充了。其实这个发电机我们在市场模型上也有限制，它能够产生电能，也能够作为需求侧去响应的负荷，在需求侧减它的负荷，可以作为补偿发电这边。
另外，可以发电，所以通过这样的模型，ISO就为储能资源参加加州电力市场提供了跟其他的资源平等的机会。
NGR有下面这些特性，实际上它的模型比一般的发电机组还简单，它没有启动成本，也没有关机成本，也没有最小负荷成本或者转换成本，它的市场报价不像发电机，发电机在加州市场，在能量市场是可以报10段，不同的容量和价钱，你可以报11对，实际上报10段，但是储能价值只有两个价，充电多少钱，或者放电多少钱。不过储能装置，按照我的观察他们在报价的时候基本上都是零报价，零报价保证他参与市场，他肯定中标，因为他的运行成本很低，投资成本现在不讲，他另外有政策。作为市场，他既然跟其他的资源一道进入市场参加竞争主要是靠报价，他们基本上用的零报价。这是NGR的特点，NGR有爬坡出力的问题，根据容量来说，爬坡出力都是比较大的，比较好的。他可以充电和放电的时候可能有不同的爬坡出力，这是简单的模型，详细情况因为时间关系不详细讲。
NGR可以提供能量和辅助服务，各种辅助服务。NRG根据我的观察，除掉抽水储能，它可以用于调峰，用于能量计划，抽水储能时间长。但是电池主要就是用在调频上，举两个例子，调频市场的模型，5个电池参加市场，充电时间可以是15分钟或者放电可以放15分钟，但是放电功率是有10MW，因为5个电池，在15分钟放电放完或者充电充满，充电功率是20MW，参加市场报价就报20M。哪怕日前市场在购买辅助服务，我是购买这20MW，但是15分钟，我就算它有20个MW参加了日前市场。为什么？调频这点跟国内可能有些不太一样，调频服务是一个非常短暂的服务，是在几秒钟到几分钟，最多15分钟之内用的，我不能超过太长，一个调频机组不可能一直让它不断的往上调，很快就会把它消耗光。所以调频服务必须配有运行备用作为作为补充。调频是自动执行的，但是调频往上调的时候，同时我的调度软件就要调度另外一些机组的备用，把运行备用补上去，把调频释放出来。把调频释放出来，永远调频处于最佳的工作状态，这样的话，调频才能真正达到目的。国内好像没有意识到这一点，按照国内的市场，所以他购买了调频，他就按照一小时我要调频，这样他就过多的购买了，根本就没有必要，调频是15分钟之内，我不能用完，在15分钟之内我通过调度别的机组把调频释放出来。所以，在算容量的时候，我要按照4倍的容量报价进入市场，往下调也是一样的道理。
关于储能，虽然我40年前在北京工作的时候我是研究出身，我在中科院电科研究所出来的，基本上我出去以后就没干储能了，我就回到电力系统搞电力市场了。储能其实我是外行，我是在这儿跟大家学习。但是对于辅助服务市场，我可以说我是比较有心得体会的，我做了十多年的辅助服务市场。加州的辅助服务市场很多从设计、实施和运行，基本上我都参加，我都是主要的做贡献的人所以我对国内的辅助服务市场比较关心、比较关注。我在这方面写过很多小文章，大篇的文章也写过一些，我觉得国内的辅助服务市场有很多不足的地方。
首先对于辅助服务的含义，比起英文来说中文确实不是很精确，比如调峰应该属于能量市场，不应该属于辅助服务市场，调峰国内老要加一个辅助服务，这个东西好像从名词上说不过去，但是我要了解，因为国内是为了解决他调峰的问题，大家又没有电力市场，国家又已经批准开放辅助服务市场，我理解是这个意思。实际上大家都有共识，调峰不属于辅助服务，如果有现货市场或者调度机构比较厉害，完全不需要调峰，你可以通过计划安排去安排峰谷的发电，去进行补偿，不应该叫调峰辅助服务市场，你可以直接叫调峰市场，我没意见。第二个，辅助服务市场一定要跟实时市场、实时调度配套，同步进行，如果没有实时服务、实时市场调度，因为辅助服务主要是为实时运行提供保障的，所以如果你搞辅助服务市场最好跟实时市场、实时现货市场同步进行。
刚才李总讲到，辅助服务的补偿机制是很不健全的，按发电侧来补偿，国际上没有先例，国际都是按负荷分担，因为负荷享受着稳定的电网，按照负荷比例分担。他是按照发电侧来分担就非常不充分，最新的资料2018年，包括西北是补偿最多的，但是补偿费用当中很大比例是调峰，还不是辅助服务，所以辅助服务真正的补偿不到0.83%，可能最多只有0.4%，这太少太少了。相比之下，美国加州，我统计2018年的数据，那是去年做的，加州的辅助服务是占总的补偿费用的3.3%，比它大得多，而且还不包括在能量实施市场当中调度辅助服务市场的那部分，只是辅助服务容量。辅助服务的补偿分两部分，一部分是容量，你在日前市场上承诺我要提供多少辅助服务，我就得到一部分补偿，这部分到了实时市场不管用不用，我都可以得到。但是如果我调用到你了，你没执行我的调用或者执行当中偏差太大，那我就要惩罚。当我调用到你，那部分调用的能量还有第二次的补偿，还不包括第二次调用能量的补偿，加州就占3.3%，所以促进了，因为有比较合理的补偿，激励了很多机组，特别是一些比较老的机组，发电效率比较低的机组，他们转向辅助服务市场，我提供辅助服务市场，我凭我的容量拿一份钱。但是到时候实现承诺了，我还能拿一份钱。所以国内在辅助服务市场方面存在着很多很多的不足，我觉得还大有改进的余地。但是最重要的一点，所谓参加辅助服务市场，一定要跟实时市场同步进行，单独搞一个辅助服务市场没有意义，一定要跟调度连在一起。因为辅助服务，我把他买来，承诺好是为了实时用的，没有实时市场的话，空谈。
