网讯：对于面临辅助服务回报被压缩的英国（GB）储能运营商来说，平衡机制（BM）代表了潜在收入的关键市场。它是国家电网 (NG) ESO 在采取受控停电之前平衡英国网络供需的最后手段之一。NG 的控制室根据测量到的和已知的即将出现的供需失衡情况近乎实时地调度机制参与方。
电池储能系统 (BESS) 在这个市场上的潜在机会是巨大的，但近几个月来，人们越来越沮丧，因为越来越明显的是，像戈尔街资本 (GSC) 管理的系统正在被“跳过”，取而代之的是更大、更高的碳资产。
当控制室使用某种资产时，即使有更便宜的替代方案，也会发生这些跳过。根据电力储能网络 (ESN) 最近向 NG ESO 发送的一封公开信，2023 年 6 月，按价格优势排序的 BESS 在 10 个代表性机组中面临着 80% 的平均跳过率，这给消费者带来了 1.5 亿英镑的年度成本。
根据 Modo Energy 的分析，情况可能会更糟，该公司认为 BESS 的实际“跳过率”为 91%。
GSC 管理的资产就经历过这种情况，10 MW的 Breach Farm 资产被认为是最容易被跳过的系统之一。尽管两个项目规模相同且位于同一地区，但 BM 中的 20 MW lascar 系统比附近的 Hulley 资产更频繁地被触发。ESO 在选择 BM 中的资产时如何做出决策缺乏透明度，这是英国近 3 GW BESS 机群为消费者提供廉价、可靠电力的主要障碍。
NG ESO表示（https://www.nationalgrideso.com/what-we-do/electricity-national-control-centre/what-balancing-mechanism），它通常会选择出价和报价最具竞争力的资产，有时还会考虑其他运营和地点因素。由于未能提供进一步的明确性说明，BESS 运营商无法就其商业策略做出明智的决策，特别是当此类系统为他们选择的大型天然气峰值发电厂提供更便宜、更清洁的替代方案时。
除了经济价值之外，还可以制定更广泛的优先排序原则，其中包括系统价值（电压支持、通过强制性服务协议提供无功功率的能力、频率响应、惯量），但如果不了解完整的决策过程，BESS 参与者就无法做到这一点采取相应行动。
在管理 BM 的手动流程时，协调分布、分散的 BESS 资产的交付情况也可能是被考虑因素。如果不对控制室进行数字化改造，NG ESO 似乎只能提供 BM 以最高效率运行所需的一小部分操作。相反，它转而采取数量较少、影响力较大的行动，但牺牲了按表现排序的较小资产（通常是 BESS 资产）。CCGT 工厂可以为系统需求提供简化的解决方案，只需一项资产（而不是多项）来处理多结算周期约束，但它们的碳密集度更高，这会为消费者带来间接的进一步成本。
抛开 BM 是否正常运行的问题不谈，在嵌入式发电和低容量发电厂的发展已经进行了十多年的情况下，这种手动选择过程并不有效。
批量调度优化器 (BDO) 工具计划于 2023 年 12 月推出，每小时可多次交付多达 300 条指令，但 NG ESO 的 IT 战略已经延迟，而且根据Ofgem的说法，远远超出了预算。
然而，这些问题远远超出了 ESO 的范围。公平地说，为什么 Ofgem 的监督没有要求 NG ESO 提供几年前明确要求的更好的系统。如果按计划交付，BDO 将在电池开始在 BM 中运行近五年后投入使用。早在 2019 年 1 月，发电正在向小型嵌入式发电方向发展就已经是一个既定事实，因此对 BM 运营流程的改进应该已经准备好并实施。
作为伦敦首个国际多元化储能基金的管理人，GSC拥有在没有BM的市场中运营BESS的经验。德国的资产从发电机的需求中获得流动性，以在面临高额系统成本之前解决供应不平衡的问题，从而消除了对 BM 等效产品的需求。
与此同时，在德克萨斯州，电网限制每五分钟就会根据能够解决当地问题的最经济的出价进行解决。供应和需求不断优化，以解决电网需求弹性低的问题，尽管在需求相当大时（例如在极端天气事件期间）供应不足的风险很高，但价格可能会大幅上涨。
这些市场为英国提供的经验教训是，运营商可以提高控制室决策方式的透明度，而不仅仅是这些决策的结果。德国和德克萨斯州电网市场为正在做出的选择提供了明确的方法，并且作为 ESN 的成员，GSC 支持其要求明确 GB BESS 调度与其他技术以及有效调度的紧迫性的呼吁。这将使电网受益，增加未来能源平衡的寿命和可持续性，并最终降低消费者的成本。
