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2.3 定义 - C 能力期
能力期 SCR 负荷区高峰时段：2014 年夏季能力期之前包括从第 13 开始的小时到第 18 开始的小时以及 2014 年夏季能力期开始包括从第 11 开始的小时到第 19 开始的小时的前四十 (40) 个重合高峰时段。能力期 SCR 负荷区高峰时段应由 NYISO 根据之前的等效能力期确定，并应由 RIP 用于报告 ACL 值以进行 SCR 注册。对于使用临时 ACL 注册的 SCR，该临时 ACL 要求在 SCR 注册的能力期结束时报告验证数据，能力期 SCR 负荷区高峰时段应根据 SCR 注册的能力期确定。此类小时数不包括 (i) ISO 调用位于特定负荷区的特殊情况资源来响应可靠性事件或测试的小时数，以及 (ii) ISO 在每个特定负荷区部署紧急需求响应计划资源的小时数。此外，从 2014 年夏季能力期开始，NYISO 不得按 NYCA 负荷降序排列，每个能力期最多 8 小时，a) 可靠性事件或性能测试开始时间前一小时，其中 ISO 调用位于特定负荷区的 SCR 来响应可靠性事件或性能测试，或 b) 此类可靠性事件或性能测试结束时间后一小时。
鸭子曲线现象对可再生能源和储能技术的影响分析
摘要：当大量太阳能注入电网时，很可能会导致所谓的“鸭子曲线现象”。这种现象下的净负荷为负，因此需要在高峰时段减少能源生产，而且非高峰时段的部分负荷也无法满足。由于一些经济和技术挑战，环保型太阳能将在高峰时段关闭。分析鸭子曲线对系统的影响可能具有挑战性。本文提出了一种分析鸭子曲线现象并减轻其影响的新方法。所提出的方法需要两种流行的开源软件工具 - IRENA FlexTool 和系统咨询模型 (SAM)。SAM 用于获取太阳能生产数据，FlexTool 用于执行最佳能源调度。考虑一个 4 总线电力系统，其中包括基载电厂、可再生能源和储能设施。然后将所提出的方法应用于该系统以分析鸭子曲线的影响，以证明该方法和开源工具的有效性。
惠灵顿南电池储能系统
国家电力市场 (NEM) 正在经历重大转变，从集中式大型化石燃料（煤炭和天然气）发电系统转向一系列规模较小、分布广泛的风能和太阳能发电机，2020 年风能和太阳能发电量将达到创纪录水平，预计未来 20 年将进一步增长。这给 NEM 带来了可靠性和安全性挑战，特别是由于风能和太阳能发电机受天气影响的性质，这使得它们的输出不稳定，有时甚至无法预测。因此，NEM 需要“稳定”容量来填补缺口期间和发电间歇性的供应，这可以通过 BESS 设施提供，方法是储存在低需求期间产生的多余能量，并在高峰需求期间将能量注入电网。BESS 设施还可以平滑高峰和非高峰时段的价格差异，并可能平衡意外停电期间的价格上涨，从而对现货价格造成下行压力；并可以通过为可再生能源发电机提供更多容量来改善NEM的平均排放强度。
Greer CPW
夏季冬季冬季六月至9月10月 - 上午1:00下午1:00 - 晚上9:00上午6:00-下午1:00周一至周五的星期一至周五的非高峰期全部其他工作日小时，所有其他工作日时间以及整个星期六和周日的时间。和周日小时。程序每个月，根据净计量政策的附录C第I条的定义，应将多余CRG的总千瓦时分为峰值能量和非高峰能量。应将其上峰值能量添加到参与者的额外能量（如PMPA的AR速率计划中定义），并以峰值的能量速率充电。应将非高峰能源添加到参与者的基本能源（如PMPA的AR速率计划中定义），并以非高峰能源速率充电。然后，每月的能源信用额应以适当的款项反映在参与者的账单上，以便学分应等于净计量产生的额外能源和基本能源的额外费用。
太平洋西北地区压缩空气储能技术经济性能评估
在首个此类项目中，邦纳维尔电力管理局与太平洋西北国家实验室以及一整套工业和公用事业合作伙伴合作，评估在华盛顿州和俄勒冈州内陆独特地质环境中开发压缩空气储能 (CAES) 的技术和经济可行性。CAES 的基本思想是在非高峰电力可用或电网需要额外负载来平衡时，捕获压缩空气并将其存储在地下合适的地质结构中。存储的高压空气被返回地面并在需要额外发电时（例如在高峰需求期间）用于发电。迄今为止，世界上有两座 CAES 电厂在运行；一座是 1991 年投入使用的阿拉巴马州麦金托什 110 兆瓦电厂，另一座是 1978 年建成的德国亨托夫 290 兆瓦电厂。两座电厂都将空气存储在地下通过溶液采矿产生的盐穴中。由于地下盐层在地理上分布相对较少，尤其是在太平洋西北部，项目团队将传统盐穴 CAES 储存的分析扩展到更为普遍的地下多孔透水岩石结构。这样做导致了 CAES 概念及其基本价值主张的一系列重大进步，超越了传统的高峰到非高峰负荷转移。有关项目的假设、分析方法和发现的详细信息，请参阅执行摘要和本报告正文。但是，本研究的主要总体结论是：
1 能源存储——背景简介
2. 输电服务（基础设施建设推迟/暂停、拥塞缓解、稳定性/谐振阻尼）；3. 配电服务（基础设施建设推迟/暂停、电压支持）；4. 辅助服务（频率控制、电压控制、黑启动、负荷跟踪和爬坡、旋转/非旋转备用、可再生能源生产支持）；5. 客户能源管理服务（电能质量和可靠性、需量电费管理、供电时移、不间断供电、智能/微电网形成）。所有这些服务都为系统用户（生产商、供应商、消费者）、TSO 和 DSO 提供了额外的好处，还通过提高供电安全性和产生积极的环境影响为社会带来了大规模的好处，同时支持更大规模的可再生能源整合，从而减少电力部门的二氧化碳排放。通过在非高峰时段（节能）和高峰需求时段（发电）双向使用存储系统，可以优化电力系统运行，避免在高峰负荷发电能力方面进行额外投资。
GCCM001 V3.0 - 2022 - 全球碳委员会
20. 对于安装 BESS 部署的项目，如果项目业主选择以下准则来证明财务附加值，则适用。如果项目业主具有在非高峰时段在 BESS 中发电和充电/存储以及在高峰时段发电/向国家电网出售电力的灵活性，从而获得优惠电价，则项目业主因 BESS 提供的额外电力而获得的最高电价将保守地用于现金流，以证明项目的经济吸引力。如果没有这种保守估计，项目业主将清楚地展示负载、发电和消费模式，并解释为什么项目不是这种情况。
ercot月刊
在典型的网格条件下，确定性的情况表明应有足够的生成能力来满足预期的峰值负载。场景建模结果表明，少于1％的ERCOT的风险不到1％，必须在7月份宣布能源紧急警报（EEA）。在7月的典型高峰负载日，最高风险小时从晚上7点延长。到晚上9点，当每日负载通常接近其最高水平时，太阳能生产正在下降。最高风险小时是晚上8点。到晚上9点可用的可分配容量与高峰负载小时（晚上9点）的总容量的比率为82％。这有助于指示网格依赖于可调度资源来满足峰值负载的程度。低风能生产的可能性仍然是维持高峰需求日足够储量的重大风险。概率和确定性的情况反映了历史上较低的风生成一天（基于天气可以追溯到1980年），表明在傍晚时分，储备短缺的风险增加了。（请注意，Mora概率评估并非旨在预测预期的网格条件。）