2025年4月，美国清洁能源协会发布了《能源存储市场设计改革：释放能源存储潜力的路线图》，为PJM、MISO和NYISO三个区域输电组织（RTO）设计电力市场改革路线图，以释放储能潜力。

报告认为，电力批发市场最初主要围绕传统发电机的能力和限制进行设计，而美国电力市场直到最近才将现代存储资源整合到其设计中。当前电力市场设计无法充分适应储能特性（如灵活性、能量限制），导致储能价值被低估。

报告提出了容量价值评估、日前和多小时不确定性产品、小时内爬坡/不确定性产品、替代可靠性解决方案以及机会成本投标五大改革领域，针对每个RTO的现状提出具体建议。

以下是原文核心内容介绍：

一

改革必要性：传统市场设计的局限性

当前电力批发市场架构主要基于传统发电技术的运行特性和物理限制。随着电力系统转型，我们正面临双重挑战：一方面用电负荷持续增长，传统机组加速退役，系统资源充足性需求日益突出；另一方面，随着波动性可再生能源占比提升（而可调度化石燃料机组减少），系统对灵活调节资源的需求呈现指数级增长。

储能技术能够有效应对这些挑战，但其市场价值在当前设计框架下受到严重制约。现有市场机制既未能充分反映储能满足系统需求的能力，也没有完全适应储能区别于传统机组的技术特性（包括其独特的运行约束）。

可再生能源占比提升将突破现有市场设计的灵活性极限

新增设施需要替代退役传统机组的可靠性功能

关键发现：

·系统灵活性缺口将随可再生能源渗透率提升而扩大

·储能资源的技术特性与市场补偿机制存在结构性错配

·亟需市场规则改革以释放储能的全方位价值

二

RTO市场改革方向

MISO：

·容量市场：采用季节性和小时级模型评估供应认证和需求曲线。

·辅助服务市场：引入斜率产品，覆盖多小时预测误差的30分钟储备，动态调整辅助服务容量，引入稀缺性定价。

·能量市场：开发储能市场模型，采用ELMP（能量市场定价）。

NYISO：

容量市场：采用小时级模型评估需求曲线，引入ELCC评估所有供应资源。

辅助服务市场：开发新的辅助服务产品，如调节市场拆分为上调和下调服务，扩展30分钟储备容量。

能量市场：开发储能市场模型，允许可调度的风能和太阳能参与市场。

PJM：

容量市场：采用小时级模型评估需求曲线，引入ELCC评估所有供应资源。

辅助服务市场：开发新的辅助服务产品，如调节市场拆分为上调和下调服务，扩展30分钟储备容量，引入稀缺性定价。

能量市场：开发储能市场模型，允许可调度的风能和太阳能参与市场。

潜在改革方案总结：

三

储能资源的容量价值

1.容量市场改革：储能容量价值评估的关键维度

研究范围：聚焦两个核心问题，这些问题导致储能在可靠性模型中的容量价值被低估：

议题1：可靠性模型中的启发式容量评估方法

边际ELCC/MRI方法（PJM/NYISO采用）：通过三种情景模拟（基准情景、测试资源新增情景、基准资源新增情景）评估增量资源对系统可靠性的影响。

MISO的局限性：采用单步启发式方法（仅分析基准情景），导致储能价值被低估。

（MISO DLOL方法示例，显示储能放电与负荷缺口的时间错配）

议题2：模型中的模拟调度顺序

问题：可靠性模型模拟高压日情景时，若储能被优先调度（而非实际运行中的后置调度），其容量贡献会被低估。

影响：类似能量受限资源（如需求响应）的调度顺序也会显著影响容量价值。

MISO的DLOL方法及其局限性

直接负荷损失法（DLOL）：基于单一“快照”评估储能在系统缺电时段的出力。

问题：

·忽略储能通过提前放电减少高峰缺电的能力。

·储能容量价值被严重低估（如4小时储能的DLOL估值仅7%）。

改进方向：

·能源公平法：均匀分配储能放电时段，提升估值至40%。

·容量公平法：优先在高风险时段放电，估值可提升至65%。

2.各RTO的潜在改革方案

MISO：高优先级改革

选项1：转向完整的多步ELCC评估（长期目标）。

选项2（近期可行方案）：

调整DLOL下的储能调度逻辑（采用“能源公平”或“容量公平”方法）。

优化DR的模拟调度顺序，更贴近实际运行。

NYISO：低优先级优化

细化可靠性模型中的储能调度逻辑（如评估储能在提供备用容量时的SOC影响）。

PJM：暂无优先改革

当前ELCC方法相对成熟，但需监测储能与DR的协同效应。

四

日前与多小时不确定性产品

1.区域市场对比分析

各市场日前与多小时不确定性产品现状

关键发现：

·CAISO和SPP已建立较完善的不确定性产品，但价格上限仍偏低。

·PJM目前无专用产品，完全依赖行政调度（RUC）。

·NYISO的提案要求储能具备4小时持续时长，可能限制短时储能应用。

2. 理想解决方案框架

系统需求

采购量：应覆盖24小时不确定性+能量缺口，取代非市场化RUC。

动态调整：基于实时预测误差优化采购量（如CAISO采用分位数回归模型）。

价格形成机制

需求曲线：采用高价值曲线（如接近VOLL），反映系统真实短缺成本。

报价灵活性：允许资源在机会成本基础上附加合理溢价（如启动成本）。

资源资格

广泛准入：包括储能、需求响应、离线快速启动机组等。

最小持续时长：需RTO具体分析，通常为1-4小时。

惩罚机制

履约考核：对未履约资源实施高额罚款（如按VOLL比例计算）。

性能激励：高可靠性资源（如储能）应获得溢价。

3. 各RTO现存问题分析

4. 分区域改革建议

MISO：高优先级

·扩展STR覆盖范围：从3小时延长至24小时，纳入能量缺口。

·提高价格上限：从500/MWh提升至500/MWh提升至1,000+/MWh（接近VOLL）。

·强化惩罚机制：对未履约资源实施VOLL比例罚款。

NYISO：中优先级

·修改60分钟产品设计：

·允许嵌套至现有ORDC框架。

·取消4小时持续时长限制（或缩短至1小时）。

·动态采购量：基于日前预测误差实时调整。

PJM：高优先级

·新建日前不确定性产品：

·覆盖24小时预测误差+能量缺口。

·允许储能按机会成本报价。

·同步改革RUC机制：逐步减少行政调度依赖。

五

小时内爬坡与不确定性产品

1. 区域市场对比分析

关键发现：

·CAISO产品最成熟，但价格上限($247/MWh)仍低于真实系统价值

·NYISO提案存在明显局限：不覆盖预期爬坡，且要求1小时持续能力

·PJM目前完全缺失此类产品

2. 理想产品设计框架

核心原则：

1）覆盖全面需求

·应同时包含预期爬坡和非预期不确定性

·采购量需动态调整(基于实时预测误差)

2）高效价格形成

·采用高价值需求曲线(最高达$1,000+/MWh)

·允许资源申报高于内生机会成本的溢价

3）灵活资源准入

·最小持续时长≤5分钟

·允许快速启动资源参与

实施要点：

·实时市场前向采购：在日前市场提前获取部分容量

·嵌套定价机制：与现有备用产品形成级联关系

严格履约管理：对未履约资源实施VOLL比例罚款

3. 分区域问题诊断

4. 改革建议

MISO（中优先级）：

·将爬坡产品价格上限从31/MWh提升至31/MWh提升至500+

·引入动态采购量机制（基于预测误差分位数）

·增加非履约惩罚条款

NYISO（高优先级）：

·修改提案以覆盖预期爬坡需求

·取消1小时持续时长限制

·允许实时市场更高报价灵活性

PJM（高优先级）：

·新建10分钟爬坡产品

·设计高价值需求曲线($1,000+/MWh)

·允许储能完全参与

六

替代可靠性解决方案

1. 问题背景与现状分析

核心挑战：随着传统机组加速退役，电力系统面临两类关键问题：

局部可靠性漏洞：历史规划建设的燃煤/燃气机组通常承担特定输电节点支撑功能

市场失灵区域：容量市场无法有效解决高度本地化的可靠性需求

现行解决方案局限：

·过度依赖输电扩建（建设周期长、成本高）

·可靠性必运行（RMR）合同效率低下（平均成本$300/MW-day，远高于市场价）

2. 区域实践对比分析

3. 理想解决方案框架

四要素改革路径：

1）技术中立招标

要求RTO主导竞争性采购流程

评估范围应包含：

输电升级

储能（特别关注4+小时系统）

需求响应

混合方案

2）全生命周期成本效益分析

比较方案需涵盖：

建设成本

预计运行年限

辅助服务价值

避免的RMR成本

3）长期合约机制

对市场化资源提供：

·容量支付（弥补能量市场不足）

·性能奖金（基于可用性考核）

4）退役政策配套

延长强制通知期至至少12个月

建立快速互联通道（如PJM的CIR替代流程）

4. 分区域改革建议

PJM（高优先级）：

·建立非导线方案评估流程

·将退役通知期从3个月延长至12个月

·试点储能作为输电资产（SAT）机制

MISO（中优先级）：

·赋予RTO采购权（当前仅识别需求）

·完善储能参与规则（ELCC方法改进）

NYISO（低优先级）：

·优化现有招标流程（缩短评估周期）

·加强州级政策协同（匹配CLCPA目标）

5. 实施挑战与对策

主要障碍：

·监管权责分割（FERC与州委员会）

·成本分摊争议（局部收益vs区域付费）

·技术标准缺失（如储能作为输电设备）

突破路径：

·引用FERC第2222号令（非歧视性准入）

·采用“受益者付费”原则

·制定储能-输电接口标准（IEEE主导）

七

机会成本投标机制

1. 核心概念解析

机会成本定义：储能资源在实时市场（RT）中出售电能时，需计算因当前放电而放弃的未来高价值时段收益，此即机会成本。其复杂性源于：

·充电状态（SOC）动态变化

·多时段价格预测不确定性

·辅助服务（AS）与能量市场的协同优化需求

市场现状问题：

·报价限制：多数RTO对储能报价设置硬性上限（如PJM限制在$12/MWh）

·调度低效：约68%的储能资源因报价规则被迫非经济性运行（CAISO 2023数据）

·可靠性风险：紧急事件中储能可能因报价限制无法响应高价信号

2. 区域市场规则对比

关键发现：

·ERCOT模式最具效率（2023年储能收入较PJM高3.2倍）

·PJM规则最严苛，导致储能参与度不足装机容量的40%

3. 最优设计框架

三层次解决方案：

1）事前豁免机制

·“小鱼规则”：市占率<5%的储能运营商免于事前审查

·结构性测试：排除关键节点垄断可能

2）动态报价体系

允许基于以下因素实时更新报价：考虑储能系统的荷电状态（SOC）、更新后的LMP（节点边际价格）预测、性能惩罚风险、多小时辅助服务机会成本等因素

最短更新间隔≤15分钟（匹配ERCOT标准）

3）事后监管体系

仅对持续异常报价行为进行追溯审查

参考价格基准：

·日前市场影子价格

·滚动30天移动平均

4. 分区域改革建议

PJM（最高优先级）：

·废除“intraday offers”禁令（当前禁止实时报价超过日前出清价）

·将调频报价上限从12提升至至100/MWh

·引入5%市占率豁免阈值

NYISO（中优先级）：

·缩短报价更新间隔至30分钟

·扩展OCA机制至全区域

MISO（低优先级）：

·简化IMM审批流程（当前平均需72小时）

·取消调频服务$500/MWh上限