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編者按：隨著各地的持續(xù)高溫預(yù)警，各大省份的用電負荷都創(chuàng)新高，電力供應(yīng)緊張，為保證高溫期間電力供應(yīng)的平穩(wěn)進行，各地區(qū)給出了對應(yīng)的維護方案，電力需求響應(yīng)在緩解電網(wǎng)運行壓力、保障正常生產(chǎn)、優(yōu)化能源配置上起了重要的作用。

最近，持續(xù)的高溫，大部分地區(qū)用電負荷都突破歷史最高值。為了應(yīng)對短期的空調(diào)負荷，需求側(cè)管理是最佳選擇，各地也出臺了補貼方案方案。給奄奄一息的用戶側(cè)儲能帶來了希望。

 

需求響應(yīng)是指在電力供應(yīng)緊張、電網(wǎng)嚴重故障或系統(tǒng)安全可靠性存在風險時，電力用戶接收到供給側(cè)發(fā)出的誘導性減少負荷的服務(wù)補償通知后，改變其固有的習慣用電模式，達到減少或者推移某時段的用電負荷的響應(yīng)，從而維護用電秩序平穩(wěn)的短期行為。電力需求響應(yīng)是緩解電網(wǎng)電力不平衡和支撐系統(tǒng)可靠性的方式，但不能替代或削弱保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的常規(guī)錯峰、強制錯峰等調(diào)控措施。

 

近年來，廣東省經(jīng)濟維持快速增長，全省全社會用電量從2013年的4830億千瓦時增長至2018年的6323億千瓦時，年均增長5.5%；全省全年統(tǒng)調(diào)最高負荷從2013年的8407萬千瓦增長至2018年的10896萬千瓦，年均增長5.3%；全省最大峰谷差從2013年的3525萬千瓦增長至2018年的5016萬千瓦，年均增長7.3%。全省部分區(qū)域存在季節(jié)性、時段性的電力缺口，持續(xù)增長的用電負荷使保持電力供需平衡的壓力不斷增大。用電呈現(xiàn)以下特點：一是負荷尖峰時長較短，2018年用電尖峰（5%）持續(xù)時間僅25小時；二是季節(jié)差異特點顯著，空調(diào)負荷逐年上升，缺乏有效調(diào)控手段。

 

2019年，預(yù)計廣東省統(tǒng)調(diào)最高負荷需求11800萬千瓦，全年電力供應(yīng)基本滿足需求，但部分時段電力供應(yīng)偏緊。通過實施需求響應(yīng)，運用經(jīng)濟杠桿，引導電力用戶有效調(diào)節(jié)峰谷負荷，提高自身電能精細化管理水平，對緩解電網(wǎng)運行壓力、保障正常生產(chǎn)、優(yōu)化能源配置具有十分重要的意義。

 

 

1．需求響應(yīng)用戶應(yīng)具備以下任一條件：

 

（1）2019年參與廣東省電力市場化交易的用戶。

 

（2）具備一般納稅人資格、具有獨立的省內(nèi)電力營銷賬戶、具備完善的負荷管理設(shè)施及用戶側(cè)開關(guān)設(shè)備且運行狀態(tài)良好的專變工商業(yè)電力用戶。

 

2．滿足上述條件的電力用戶可選擇自主參與需求響應(yīng)，或通過負荷集成商（具備售電公司資格）參與需求響應(yīng)，售電公司對當年與之簽約的市場化交易用戶有優(yōu)先代理權(quán)。負荷集成商參與需求響應(yīng)視為單個用戶，其集成的電力用戶需滿足上述條件，原則上負荷集成商（售電公司）的響應(yīng)能力不小于1萬千瓦。

 

3．單個參與用戶約定需求響應(yīng)的負荷應(yīng)為不影響其正常生產(chǎn)的可調(diào)節(jié)負荷，工業(yè)用戶需求響應(yīng)能力原則上為該用戶最高用電負荷的5%-20%，且不低于500千瓦。對于響應(yīng)負荷不足500千瓦的用戶，原則上通過負荷集成商打包參與。

 

 

廣東電網(wǎng)公司負責研判電力供需形勢和電網(wǎng)運行風險，預(yù)計存在以下三類情況時，可啟動負荷側(cè)應(yīng)急響應(yīng)：

 

1．預(yù)計次日全省電力平衡趨于臨界，存在電力供應(yīng)不足風險，需預(yù)發(fā)黃色錯峰預(yù)警信號；

 

２．預(yù)計局部地區(qū)因地方電源支撐不足或關(guān)鍵設(shè)備非計劃停運存在短期的大面積錯峰風險；

 

３．配合市政工程遷改等重要停電期間，預(yù)計存在短期較大錯峰風險。

 

 

１．數(shù)據(jù)采集。

 

廣東電網(wǎng)公司、廣州供電局、深圳供電局通過計量自動化系統(tǒng)監(jiān)測記錄應(yīng)邀用戶響應(yīng)執(zhí)行情況，經(jīng)廣東電網(wǎng)計量自動化系統(tǒng)匯總后報送至廣東省電力需求響應(yīng)平臺。

 

２．基線計算。

 

應(yīng)邀用戶的需求響應(yīng)執(zhí)行情況通過其基準負荷曲線（簡稱“基線”）和響應(yīng)當日實際負荷曲線反映。其中，基線為應(yīng)邀用戶在需求響應(yīng)應(yīng)邀日前最近5個正常生產(chǎn)工作日對應(yīng)連續(xù)響應(yīng)時段的負荷曲線（負荷曲線采集周期原則為15分鐘，最大周期為1小時），基線中出現(xiàn)的最大負荷稱為基線最大負荷，根據(jù)基線計算出的平均負荷稱為基線平均負荷。

 

３．評估標準。

 

應(yīng)邀用戶需求響應(yīng)過程中如同時滿足

 

①響應(yīng)時段最大負荷不高于基線最大負荷；

 

②響應(yīng)時段平均負荷低于基線平均負荷，其差值大于等于應(yīng)邀響應(yīng)能力確認值的80%；

 

③若當日分多時段需求響應(yīng)，每個時段響應(yīng)均滿足①②所述；

 

則當日需求響應(yīng)視為有效響應(yīng)，否則視為無效響應(yīng)。負荷集成商（售電公司）需求響應(yīng)總量滿足上述條件，則視為有效響應(yīng)；其中，負荷集成商（售電公司）的基線以其代理應(yīng)邀的全部有效響應(yīng)用戶的基線合計得出，響應(yīng)當日實際負荷曲線以其代理應(yīng)邀的全部有效響應(yīng)用戶響應(yīng)當日實際負荷曲線合計得出。

 

 

1．補償標準。

 

需求響應(yīng)是電力運行輔助服務(wù)的重要手段，對參與需求響應(yīng)的用戶應(yīng)給予服務(wù)補償，服務(wù)補償標準原則上不高于20元/千瓦·自然日。

 

２．計算方法。

 

參與需求響應(yīng)的電力用戶和負荷集成商（售電公司）服務(wù)費用計算公式如下：單次響應(yīng)服務(wù)費用=實際響應(yīng)負荷×服務(wù)補償標準×服務(wù)費系數(shù)。

 

其中，實際響應(yīng)負荷為當日各響應(yīng)時段平均負荷與對應(yīng)基線平均負荷差值中的最低值；服務(wù)費系數(shù)按當天實際響應(yīng)量與應(yīng)約響應(yīng)量比例確定，比例為80%-100%的補貼系數(shù)為0.8，比例為100%及以上的補貼系數(shù)為1，比例超過120%時，實際響應(yīng)量按應(yīng)約響應(yīng)量的120%計算。

 

3．費用結(jié)算。

 

負荷集成商與其代理的電力用戶分攤服務(wù)費用比例由雙方自行協(xié)商確定。需求響應(yīng)服務(wù)補償用按日計算，按年結(jié)清。2020年1月31日前，廣東電網(wǎng)公司統(tǒng)計匯總年度需求響應(yīng)執(zhí)行結(jié)算清單報省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局審核確認。廣東電網(wǎng)公司、廣州供電局、深圳供電局通過電費抵扣、現(xiàn)金支付等方式完成資金費用結(jié)算。

 

4．市場化交易偏差考核。

 

有效需求響應(yīng)的市場化交易用戶，當月具備申請市場化交易月度偏差免考核資格。

 

聲明：以下數(shù)據(jù)均為概算，以實際運行數(shù)據(jù)為準，僅供參考。

 

 

以現(xiàn)有配置了儲能的用戶來說明。

 

1、用戶典型負荷曲線

 

變壓器容量1*315+3*1250kVA =4065kVA

 

 

 

2、用戶儲能可行性分析

 

變壓器容量4065kVA ；

 

用戶負荷波動小，負荷率55%-65%；

 

基本電費管理，按照需量繳納比按照容量繳納年節(jié)省約15萬元。

 

綜合各因素，儲能按照3組600kWh/1200kWh配置。

 

3、用戶儲能運行經(jīng)濟性分析

 

運行工況

 

 

 

常規(guī)經(jīng)濟性測算

 

1）0:00-8:00 第一次充電

 

3600*0.9/0.93=3484*0.3329=1160元

 

2）9:00-12:00 第一次放電

 

3240*0.92=2981*1.0348=3085元

 

3）12:30-19:00 第二次充電

 

3600*0.9/0.93=3484*0.6381=2223元

 

4）19:00-22:00 第二次放電

 

3240*0.92=2981*1.0348=3085元

 

5）兩次充放電收益

 

2*3085-1160-2223=2786元/天

 

6）一年按照330天計算

 

2786*330=91.9454元/年

 

7）減去基本電費損失后綜合收益約為

 

91.9454-15=76.9454元。

 

4、參與需求響應(yīng)收益測算

 

假設(shè)需求響應(yīng)時段為上午9:00-11:00及 下午14:00-17:00；

 

儲能需要調(diào)整原有的充放電時間
 

 

 

 

詳細列表
 

 

 

 

收益測算

 

1）儲能部分

 

根據(jù)上表：峰谷價差收益=1178元

 

2）需求響應(yīng)部分

 

09:00-11:00時段，實際與基準負荷差平均值500kW;

 

14:00-17:00時段，實際與基準負荷差平均值1633kW;

 

根據(jù)補償標準方案 計算方法，只能取響應(yīng)時段的最小值500kW，則收益為

 

500kW*（10元-20元）=5000-10000元。

 

3）總收益

 

1178+10000=11178元>>2876元 ；

 

1178+5000=6178元>2876元。

 

如果每年有30天需求響應(yīng)

 

則儲能系統(tǒng)收益為

 

300*2876+30*6178=102.1207萬元

 

300*2876+30*11178=117.1207萬元

 

5、補償標準取最小值計算是否合理？

 

假設(shè)可以按照響應(yīng)時段的平均值，那么計算如下：5900/5=1180kW

 

收益為1180*（10-20）=11800-23600元

 

儲能系統(tǒng)年122.5207-157.9207元。

 

 

1、用戶側(cè)儲能參與需求響應(yīng)，經(jīng)濟性可行；

 

2、案例中，下午時段，用戶側(cè)負荷曲線比參考曲線有很大幅度降低，但是儲能系統(tǒng)受到上午時段的響應(yīng)影響，收益大幅減少。

 

3、以上數(shù)據(jù)均為概算，以實際運行數(shù)據(jù)為準，僅供參考。

 

4、其他地區(qū)參照計算。

 

原標題:用戶側(cè)電化學儲能參與需求響應(yīng)收益探討