据储能界了解到，2024年8月20日，美国得州电力市场（ERCOT）的电力需求、净负荷与储能放电均破历史新高。但由于全天光伏出力强劲，以及应急备用服务（ECRS）的上线，即使在高峰期，电价仍处于可控范围内。
当日，实时批发电价有75分钟超过2000美元/兆瓦时，有150分钟超过100美元/兆瓦时，未达稀缺价格5000美元/兆瓦时的上限。在大部分时段，实时电价在45美元/兆瓦时左右。
从供需看，受高温热浪影响，ERCOT区域的用电负荷从当地时间下午1点开始超过80吉瓦，下午4点45，需求达到破纪录的85.9吉瓦，下午6点左右，随着太阳落山和光伏出力减少，ERCOT的净负荷也破纪录，达到70.9吉瓦。当天，ERCOT负荷水平从午间一直到晚上8点都保持在高位。
图1：8月20日ERCOT负荷情况
来源：Grid Status
实时电价之所以未突破最高限价且相对可控，一方面是由于得州过去两年安装了大量光伏机组，另一方面则是应急备用服务（ECRS）机制激励了储能的部署应用。自2022年初以来，ERCOT新增近10吉瓦光伏装机和5吉瓦的电池储能。与此同时，由电池储能系统提供的辅助服务月均比例几乎翻了一番，从30%左右增加到接近60%。
8月20日，光伏出力占当天日间发电量的20%以上。当太阳开始落山时，实时电价上涨，向发电机组发出电力紧缺的信号，这时储能快速做出响应，自傍晚起向电网提供近4吉瓦的容量。
ERCOT官网显示，为应对晚间电力紧张，ERCOT当日晚上部署了两次ECRS（分别在晚上7:26—8:29和8:31—8:46两个时段）。其中，储能放电破记录，较前一天多20%。ECRS是ERCOT于2023年6月推出的新型辅助服务品种，该服务要求机组可在10分钟内启动，且连续2小时保持在指定容量水平，以便在发电突然中断时恢复系统频率或电压水平。
图2：8月20日ERCOT各种类机组出力情况
来源：Grid Status
此外，ERCOT还部署了近600兆瓦的非旋转备用服务（NSRS）。NSRS通常由没有在线发电但能在给定时间（通常在10—30分钟内）启动供电的发电机组提供，NSRS要求机组必须至少一个小时保持在指定容量水平。
启用了上述辅助服务后，即便系统净负荷维持高位，高峰时段的电价也始终未超系统价格上限。ERCOT官网显示，系统平均实时节点边际电价在傍晚6:30开始的15分钟内突破100美元/兆瓦时，直到晚上9点都保持在100美元/兆瓦时以上。平均电价在晚上7:45达到4853.45美元/兆瓦时的峰值，直到晚上8:15，平均电价都在4000美元/兆瓦时以上。但从整体来看，峰值电价仍在可控区间。
对比往年，今年的电价水平并不算高。截至2024年8月，ERCOT平均电价为57美元/兆瓦时，今年以来的平均电价为33美元/兆瓦时；而2023年的平均电价为80美元/兆瓦时，2018—2022年的平均电价为66美元/兆瓦时。
目前，在储能主导的辅助服务市场中，价格正在下降。过去两年，ERCOT市场响应备用服务和调频上行的价格相对于日前市场价格都有所下降。而电池的短期边际成本远低于火电机组，可以以较低的价格进入市场投标。未来随着更多储能系统并网运营，预计相关服务的价格将进一步降低。
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