需求响应的区域差异采用量很大,参与率在不同的独立系统运营商和州之间存在很大变化。这种差异既反映了当前市场结构的分散性,又反映了不同政策方法的有效性。图ES-2(第3页)显示了主要是零售需求响应计划(可能不包含在批发市场中),但在系统运营商的足迹之外,可以看到类似的采用水平。参与水平的参与水平显示,入学率在2%至8%之间,全国平均为6.5%。该数字表明需求响应的显着尚未开发的潜力进一步促进网格灵活性和容量需求。相关地,参与水平与市场结构之间似乎几乎没有相关性,以及客户是否处于垂直集成的公用事业或批发市场区域。
免责声明本文件是作为美国政府赞助的工作的帐户准备的。虽然该文件被认为包含正确的信息,但美国政府,其任何机构,加利福尼亚大学或其任何雇员的董事均未对任何信息,设备,产品或流程的准确性,完整性或有效性,都不会有任何法律责任,或者承担任何法律责任,这些责任是任何信息,设备,产品或流程所披露或代表其私人私有权利的使用权。以此处提到任何特定的商业产品,流程或服务的商标,商标,制造商或其他方式,并不一定构成或暗示其认可,推荐或受到美国政府或其任何机构或加州大学摄政的认可,建议或偏爱。本文所表达的作者的观点和意见不一定陈述或反映美国政府或其任何机构的观点或加利福尼亚大学的摄政。
•所有地区的燃油价格相同(例如:NYISO天然气与ISO-NE天然气的价格相同。)尽管今天可以存在燃油价格差异,但未来的燃油价格是无法准确预测的。iso-ne不想人工创建拥塞,这可能仅基于燃料价格预测而导致传输开发
合约市场补充现货市场结算 • 零售商必须为客户使用的所有能源支付联营价格。 • 发电厂将获得其所有输出的联营价格。 • 联营价格风险可以通过签订衍生合约来缓解。 • 持续的高价可能会触发管制定价,将价格限制在 600 美元/兆瓦时。 • 付款基于电表读数,该读数由配电和传输损耗加起来。 • 零售商必须向 AEMO 提供审慎保证金以弥补其潜在的联营风险。如果这还不够,AEMO 将要求追加保证金。
• 可能妨碍实现 WEM 目标。 • 不合规行为可能难以发现。 • 可能导致逃避支付正确的费用/收费。 • 可能对市场造成损害。 • 可能对受影响方造成商业损害。 • 可能干扰市场运营商履行 WEM 规则规定的义务的能力。 • 可能干扰能源协调员的义务。 • 可能给予不公平的优势。 • 可能妨碍及时解决/纠正。 • 可能影响 ERA 及时完成调查的能力。
资料来源:ACER 根据欧盟统计局的数据进行计算,并结合欧洲电力传输系统运营商网络 (ENTSO-E) – 透明平台的数据。 * 通过欧洲经济区 (EEA) 协议,挪威实施了大多数欧盟能源立法,并且是内部能源市场的成员。 ** 该数据将 2023 年每个季度的电力消耗与 2022 年同一季度的消耗进行了比较。
在美国,电力存储资源 (ESR) 被纳入批发电力市场,这一举措在 2018 年 2 月联邦能源管理委员会第 841 号命令的推动下,重塑了能源格局。ESR 对电网灵活性和可再生能源整合至关重要,已在关键地区得到推广,市场运营商在这些地区获得了有效、可靠的管理经验。本洞察报告深入探讨了他们的参与情况,研究了美国电力市场的关键方面和不断变化的格局。
9。批发电力市场中更大位置粒度的基本优势是,批发价格可以更好地反映当地电力系统的物理限制,尤其是传输网络上的潜在瓶颈。在没有位置定价的情况下,国家价格没有考虑到任何物理网络的约束。相反,系统操作员(“ so”)是所有系统中最终责任确保满足电力需求的最终责任的中心实体 - 需要干预以减轻可能出现的瓶颈。在GB市场上,这越来越昂贵 - 2022年达到2022英镑,高于2010年的不到2亿英镑,这一成本由GB消费者承担。4此外,电力系统运营商(“ ESO”)预测,这些成本可能会在未来几年以“戏剧性和加速率”增加。5但是,也可能会有更多的成本以及更精细的位置定价:例如,实施成本将需要产生,一些利益相关者表明,更高的位置定价更具风险,并且有可能增加为实现零净净零所需的新投资的融资成本。
•附录1:其他操作预算详细信息•附录2:补偿•附录3:2022可交付成果和选择指标•附录4:网络安全和CIP合规性历史和成本•附录5:2024功能区域的预算资源划分功能区域•附录6:附录6:利率风险7:附录7:附录•附录和附录•附录•附录8:购买•购买•购买: 9:2024-2027 Pro-Forma声明•附录10:新英格兰批发电力成本和零售电价•附录11:ISO/RTO财务比较•附录12:2021和2022实际预算差异