2025年4月，美國清潔能源協(xié)會發(fā)布了《能源存儲市場設計改革：釋放能源存儲潛力的路線圖》， 為PJM、MISO和NYISO三個區(qū)域輸電組織（RTO）設計電力市場改革路線圖，以釋放儲能潛力。
報告認為，電力批發(fā)市場最初主要圍繞傳統(tǒng)發(fā)電機的能力和限制進行設計，而美國電力市場直到最近才將現(xiàn)代存儲資源整合到其設計中。當前電力市場設計無法充分適應儲能特性（如靈活性、能量限制），導致儲能價值被低估。
報告提出了容量價值評估、日前和多小時不確定性產品、小時內爬坡/不確定性產品、替代可靠性解決方案以及機會成本投標五大改革領域，針對每個RTO的現(xiàn)狀提出具體建議。
以下是原文核心內容介紹：
一
改革必要性：傳統(tǒng)市場設計的局限性
當前電力批發(fā)市場架構主要基于傳統(tǒng)發(fā)電技術的運行特性和物理限制。隨著電力系統(tǒng)轉型，我們正面臨雙重挑戰(zhàn)：一方面用電負荷持續(xù)增長，傳統(tǒng)機組加速退役，系統(tǒng)資源充足性需求日益突出；另一方面，隨著波動性可再生能源占比提升（而可調度化石燃料機組減少），系統(tǒng)對靈活調節(jié)資源的需求呈現(xiàn)指數級增長。
可再生能源占比提升將突破現(xiàn)有市場設計的靈活性極限
新增設施需要替代退役傳統(tǒng)機組的可靠性功能
關鍵發(fā)現(xiàn)：
·系統(tǒng)靈活性缺口將隨可再生能源滲透率提升而擴大
·儲能資源的技術特性與市場補償機制存在結構性錯配
·亟需市場規(guī)則改革以釋放儲能的全方位價值
二
RTO市場改革方向
MISO：
·容量市場：采用季節(jié)性和小時級模型評估供應認證和需求曲線。
·輔助服務市場：引入斜率產品，覆蓋多小時預測誤差的30分鐘儲備，動態(tài)調整輔助服務容量，引入稀缺性定價。
·能量市場：開發(fā)儲能市場模型，采用ELMP（能量市場定價）。
NYISO：
容量市場：采用小時級模型評估需求曲線，引入ELCC評估所有供應資源。
輔助服務市場：開發(fā)新的輔助服務產品，如調節(jié)市場拆分為上調和下調服務，擴展30分鐘儲備容量。
能量市場：開發(fā)儲能市場模型，允許可調度的風能和太陽能參與市場。
PJM：
容量市場：采用小時級模型評估需求曲線，引入ELCC評估所有供應資源。
輔助服務市場：開發(fā)新的輔助服務產品，如調節(jié)市場拆分為上調和下調服務，擴展30分鐘儲備容量，引入稀缺性定價。
能量市場：開發(fā)儲能市場模型，允許可調度的風能和太陽能參與市場。
潛在改革方案總結：
容量價值
日前不確定性產品
小時內爬坡產品
替代可靠性方案
機會成本投標
產品類型
容量
新的輔助服務
新的輔助服務
非市場可靠性
能量
市場規(guī)模
峰值需求（或凈需求）
24小時前預測誤差：峰值負荷的1%-3% + 風光容量的5%-15%
預期小時內爬升需求 + 不確定性：峰值負荷的0.2%-0.4% + 風光容量的0.5%-1%
5%-15%的退役機組可能導致可靠性問題
每日凈負荷最高的2-6+小時
儲能可參與比例
10%-30%
100%
100%
100%（以長時儲能為主）
10%-30%
2030年潛在存儲市場深度
MISO
14-41 GW
8-25 GW
700-1,700 MW+700 - 1,400 MW
2.5-7.5 GW
深度
NYISO
3-9 GW
2-6 GW
100-200 MW+200 - 300 MW
0.3-0.9 GW
深度
PJM
17-50 GW
6-19 GW
800-1,300 MW+500-900 MW
2-6GW
深度
三
儲能資源的容量價值1.容量市場改革：儲能容量價值評估的關鍵維度
研究范圍：聚焦兩個核心問題，這些問題導致儲能在可靠性模型中的容量價值被低估：
議題1：可靠性模型中的啟發(fā)式容量評估方法
邊際ELCC/MRI方法（PJM/NYISO采用）：通過三種情景模擬（基準情景、測試資源新增情景、基準資源新增情景）評估增量資源對系統(tǒng)可靠性的影響。
MISO的局限性：采用單步啟發(fā)式方法（僅分析基準情景），導致儲能價值被低估。
（MISO DLOL方法示例，顯示儲能放電與負荷缺口的時間錯配）
議題2：模型中的模擬調度順序
問題：可靠性模型模擬高壓日情景時，若儲能被優(yōu)先調度（而非實際運行中的后置調度），其容量貢獻會被低估。
影響：類似能量受限資源（如需求響應）的調度順序也會顯著影響容量價值。
MISO的DLOL方法及其局限性
直接負荷損失法（DLOL）：基于單一“快照”評估儲能在系統(tǒng)缺電時段的出力。
問題：
·忽略儲能通過提前放電減少高峰缺電的能力。
·儲能容量價值被嚴重低估（如4小時儲能的DLOL估值僅7%）。
改進方向：
·能源公平法：均勻分配儲能放電時段，提升估值至40%。
·容量公平法：優(yōu)先在高風險時段放電，估值可提升至65%。
2.各RTO的潛在改革方案
MISO：高優(yōu)先級改革
選項1：轉向完整的多步ELCC評估（長期目標）。
選項2（近期可行方案）：
調整DLOL下的儲能調度邏輯（采用“能源公平”或“容量公平”方法）。
優(yōu)化DR的模擬調度順序，更貼近實際運行。
NYISO：低優(yōu)先級優(yōu)化
細化可靠性模型中的儲能調度邏輯（如評估儲能在提供備用容量時的SOC影響）。
PJM：暫無優(yōu)先改革
當前ELCC方法相對成熟，但需監(jiān)測儲能與DR的協(xié)同效應。
四
日前與多小時不確定性產品1.區(qū)域市場對比分析
各市場日前與多小時不確定性產品現(xiàn)狀
市場
產品類型
覆蓋需求
靈活性要求
價格上限
資源資格
CAISO
不平衡儲備（Imbalance Reserve）
日前不確定性 + 能量缺口
30分鐘爬坡能力
$55/MWh（階梯定價）
允許儲能參與
SPP
不確定性產品（Uncertainty Product）
小時前預測誤差 + 預期爬坡
1小時爬坡能力
$113/MWh
允許離線機組參與
ISO-NE
日前能量不平衡儲備
僅覆蓋能量缺口（無預測誤差）
1小時爬坡能力
$2,575/MWh
系統(tǒng)統(tǒng)一采購
MISO
短時備用（STR）
3小時前不確定性
30分鐘爬坡能力
$500/MWh
允許儲能參與
NYISO
60分鐘產品（提案階段）
日前 + 多小時不確定性
1小時爬坡能力
待定（未嵌套ORCD）
需4小時持續(xù)時長
關鍵發(fā)現(xiàn)：
·CAISO和SPP已建立較完善的不確定性產品，但價格上限仍偏低。
·PJM目前無專用產品，完全依賴行政調度（RUC）。
·NYISO的提案要求儲能具備4小時持續(xù)時長，可能限制短時儲能應用。
2. 理想解決方案框架
系統(tǒng)需求
采購量：應覆蓋24小時不確定性+能量缺口，取代非市場化RUC。
動態(tài)調整：基于實時預測誤差優(yōu)化采購量（如CAISO采用分位數回歸模型）。
價格形成機制
需求曲線：采用高價值曲線（如接近VOLL），反映系統(tǒng)真實短缺成本。
報價靈活性：允許資源在機會成本基礎上附加合理溢價（如啟動成本）。
資源資格
廣泛準入：包括儲能、需求響應、離線快速啟動機組等。
最小持續(xù)時長：需RTO具體分析，通常為1-4小時。
懲罰機制
履約考核：對未履約資源實施高額罰款（如按VOLL比例計算）。
性能激勵：高可靠性資源（如儲能）應獲得溢價。
3. 各RTO現(xiàn)存問題分析
RTO
主要缺陷
潛在風險
MISO
STR僅覆蓋3小時需求，價格上限$500/MWh不足
仍依賴非市場化RUC填補缺口
NYISO
60分鐘產品未嵌套至ORDC，未覆蓋能量缺口
可能無法有效替代RUC
PJM
無專用產品，儲能無法參與
靈活性資源投資激勵不足
4. 分區(qū)域改革建議
MISO：高優(yōu)先級
·擴展STR覆蓋范圍：從3小時延長至24小時，納入能量缺口。
·提高價格上限：從500/MWh提升至500/MWh提升至1,000+/MWh（接近VOLL）。
·強化懲罰機制：對未履約資源實施VOLL比例罰款。
NYISO：中優(yōu)先級
·修改60分鐘產品設計：
·允許嵌套至現(xiàn)有ORDC框架。
·取消4小時持續(xù)時長限制（或縮短至1小時）。
·動態(tài)采購量：基于日前預測誤差實時調整。
PJM：高優(yōu)先級
·新建日前不確定性產品：
·覆蓋24小時預測誤差+能量缺口。
·允許儲能按機會成本報價。
·同步改革RUC機制：逐步減少行政調度依賴。
五
小時內爬坡與不確定性產品1. 區(qū)域市場對比分析
市場
產品名稱
爬坡時間要求
覆蓋需求
價格上限
資源資格
CAISO
靈活爬坡產品(Flexiramp)
5分鐘/15分鐘
預期+非預期爬坡
$247/MWh
在線資源
SPP
爬坡產品
10分鐘
預期+非預期爬坡
$23/MWh
無特殊限制
澳大利亞NEM
運行備用(未實施)
30分鐘
預期+非預期爬坡
$10,214/MWh
允許報價溢價
MISO
爬坡能力產品
10分鐘
預期+非預期爬坡
$31/MWh
在線資源
NYISO
10/30分鐘備用(提案)
10/30分鐘
僅非預期爬坡
$40/MWh
需1小時持續(xù)能力
關鍵發(fā)現(xiàn)：
·CAISO產品最成熟，但價格上限($247/MWh)仍低于真實系統(tǒng)價值
·NYISO提案存在明顯局限：不覆蓋預期爬坡，且要求1小時持續(xù)能力
·PJM目前完全缺失此類產品
2. 理想產品設計框架
核心原則：
1）覆蓋全面需求
·應同時包含預期爬坡和非預期不確定性
·采購量需動態(tài)調整(基于實時預測誤差)
2）高效價格形成
·采用高價值需求曲線(最高達$1,000+/MWh)
·允許資源申報高于內生機會成本的溢價
3）靈活資源準入
·最小持續(xù)時長≤5分鐘
·允許快速啟動資源參與
實施要點：
·實時市場前向采購：在日前市場提前獲取部分容量
·嵌套定價機制：與現(xiàn)有備用產品形成級聯(lián)關系
嚴格履約管理：對未履約資源實施VOLL比例罰款
3. 分區(qū)域問題診斷
RTO
現(xiàn)存問題
潛在風險
MISO
價格上限($31/MWh)嚴重偏低
無法激勵儲能提供爬坡服務
NYISO
不覆蓋預期爬坡，持續(xù)時長要求不合理
可能加劇實時市場價格波動
PJM
完全缺失爬坡產品
系統(tǒng)靈活性需求無法市場化解決
4. 改革建議
MISO（中優(yōu)先級）：
·將爬坡產品價格上限從31/MWh提升至31/MWh提升至500+
·引入動態(tài)采購量機制（基于預測誤差分位數）
·增加非履約懲罰條款
NYISO（高優(yōu)先級）：
·修改提案以覆蓋預期爬坡需求
·取消1小時持續(xù)時長限制
·允許實時市場更高報價靈活性
PJM（高優(yōu)先級）：
·新建10分鐘爬坡產品
·設計高價值需求曲線($1,000+/MWh)
·允許儲能完全參與
六
替代可靠性解決方案
1. 問題背景與現(xiàn)狀分析
核心挑戰(zhàn)：隨著傳統(tǒng)機組加速退役，電力系統(tǒng)面臨兩類關鍵問題：
局部可靠性漏洞：歷史規(guī)劃建設的燃煤/燃氣機組通常承擔特定輸電節(jié)點支撐功能
市場失靈區(qū)域：容量市場無法有效解決高度本地化的可靠性需求
現(xiàn)行解決方案局限：
·過度依賴輸電擴建（建設周期長、成本高）
·可靠性必運行（RMR）合同效率低下（平均成本$300/MW-day，遠高于市場價）
2. 區(qū)域實踐對比分析
RTO
退役后可靠性解決方案
補償方式
退役通知要求
長期解決方案采購流程
NYISO
RTO評估并采購短期和長期可靠性替代方案
成本補償或可用性和績效費率
12個月
競爭性招標用于長期解決方案，可包括非輸電解決方案，作為“短期可靠性評估”的一部分；發(fā)電解決方案可以是“基于市場的”或成本補償費率
MISO
RTO識別但不采購可靠性替代方案
成本補償
12個月
MISO將考慮互連隊列中的任何發(fā)電機/儲能作為避免系統(tǒng)支持資源（SSR）需求的解決方案；MISO缺乏資助這些資源的流程
PJM
僅考慮輸電和RMR
不適用
3+個月
通過區(qū)域輸電擴展計劃（RTEP）識別輸電解決方案；輸電運營商（TO）負責建設不考慮非輸電解決方案
ERCOT
僅考慮輸電作為長期解決方案
成本補償
5個月（150天）
ERCOT識別長期輸電解決方案以解決退役機組的可靠性需求ERCOT為短期解決方案征集替代可靠性必須運行（RMR）的提案（可以包括非輸電解決方案）一旦長期輸電解決方案投入使用，MRA將僅獲得市場收入
CAISO
RTO和/或TO（在CPUC指導下）評估并采購短期和長期可靠性替代方案
成本補償
3個月
CAISO的“輸電規(guī)劃流程”和CPUC的“本地資源充足性計劃”協(xié)調解決退役機組的可靠性需求：CAISO負責輸電解決方案，CPUC指導公用事業(yè)采購非輸電解決方案許多RMR機組在RMR到期時并未退役
3. 理想解決方案框架
四要素改革路徑：
1）技術中立招標
要求RTO主導競爭性采購流程
評估范圍應包含：
輸電升級
儲能（特別關注4+小時系統(tǒng)）
需求響應
混合方案
2）全生命周期成本效益分析
比較方案需涵蓋：
建設成本
預計運行年限
輔助服務價值
避免的RMR成本
3）長期合約機制
對市場化資源提供：
·容量支付（彌補能量市場不足）
·性能獎金（基于可用性考核）
4）退役政策配套
延長強制通知期至至少12個月
建立快速互聯(lián)通道（如PJM的CIR替代流程）
4. 分區(qū)域改革建議
PJM（高優(yōu)先級）：
·建立非導線方案評估流程
·將退役通知期從3個月延長至12個月
·試點儲能作為輸電資產（SAT）機制
MISO（中優(yōu)先級）：
·賦予RTO采購權（當前僅識別需求）
·完善儲能參與規(guī)則（ELCC方法改進）
NYISO（低優(yōu)先級）：
·優(yōu)化現(xiàn)有招標流程（縮短評估周期）
·加強州級政策協(xié)同（匹配CLCPA目標）
5. 實施挑戰(zhàn)與對策
主要障礙：
·監(jiān)管權責分割（FERC與州委員會）
·成本分攤爭議（局部收益vs區(qū)域付費）
·技術標準缺失（如儲能作為輸電設備）
突破路徑：
·引用FERC第2222號令（非歧視性準入）
·采用“受益者付費”原則
·制定儲能-輸電接口標準（IEEE主導）
七
機會成本投標機制
1. 核心概念解析
機會成本定義：儲能資源在實時市場（RT）中出售電能時，需計算因當前放電而放棄的未來高價值時段收益，此即機會成本。其復雜性源于：
·充電狀態(tài)（SOC）動態(tài)變化
·多時段價格預測不確定性
·輔助服務（AS）與能量市場的協(xié)同優(yōu)化需求
市場現(xiàn)狀問題：
·報價限制：多數RTO對儲能報價設置硬性上限（如PJM限制在$12/MWh）
·調度低效：約68%的儲能資源因報價規(guī)則被迫非經濟性運行（CAISO 2023數據）
·可靠性風險：緊急事件中儲能可能因報價限制無法響應高價信號
2. 區(qū)域市場規(guī)則對比
RTO
機會成本出價是否允許
報價更新延遲
事前緩解機制
日內機會成本方法（當能量出價被緩解時）
MISO
是，但需與市場監(jiān)控員協(xié)商
報價更新需在實時調度前30分鐘完成
否，基于過去90天清算價格的緩解出價
NYISO
是，允許供應商根據自身機會成本出價
報價更新需在實時調度前75分鐘完成
是，允許在紐約市區(qū)域（Zone J）的預先緩解中包含機會成本
PJM
報價更新需在實時調度前65分鐘完成
否，基于充電成本和效率因子的緩解出價
ERCOT
是，但正在改革中
報價更新需在實時調度前5分鐘完成
是，但正在改革中，限制儲能出價以避免LMP超過價格上限
CAISO
是，但需依賴CAISO計算的機會成本
報價更新需在實時調度前75分鐘完成
是，實時緩解使用日前價格；日前緩解使用影子價格
關鍵發(fā)現(xiàn)：
·ERCOT模式最具效率（2023年儲能收入較PJM高3.2倍）
·PJM規(guī)則最嚴苛，導致儲能參與度不足裝機容量的40%
3. 最優(yōu)設計框架
三層次解決方案：
1）事前豁免機制
·“小魚規(guī)則”：市占率<5%的儲能運營商免于事前審查
·結構性測試：排除關鍵節(jié)點壟斷可能
2）動態(tài)報價體系
允許基于以下因素實時更新報價：考慮儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)（SOC）、更新后的LMP（節(jié)點邊際價格）預測、性能懲罰風險、多小時輔助服務機會成本等因素
最短更新間隔≤15分鐘（匹配ERCOT標準）
3）事后監(jiān)管體系
僅對持續(xù)異常報價行為進行追溯審查
參考價格基準：
·日前市場影子價格
·滾動30天移動平均
4. 分區(qū)域改革建議
PJM（最高優(yōu)先級）：
·廢除“intraday offers”禁令（當前禁止實時報價超過日前出清價）
·將調頻報價上限從12提升至至100/MWh
·引入5%市占率豁免閾值
NYISO（中優(yōu)先級）：
·縮短報價更新間隔至30分鐘
·擴展OCA機制至全區(qū)域
MISO（低優(yōu)先級）：
·簡化IMM審批流程（當前平均需72小時）
·取消調頻服務$500/MWh上限
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