编者按：随着各地的持续高温预警，各大省份的用电负荷都创新高，电力供应紧张，为保证高温期间电力供应的平稳进行，各地区给出了对应的维护方案，电力需求响应在缓解电网运行压力、保障正常生产、优化能源配置上起了重要的作用。

最近，持续的高温，大部分地区用电负荷都突破历史最高值。为了应对短期的空调负荷，需求侧管理是最佳选择，各地也出台了补贴方案方案。给奄奄一息的用户侧储能带来了希望。

 

需求响应是指在电力供应紧张、电网严重故障或系统安全可靠性存在风险时，电力用户接收到供给侧发出的诱导性减少负荷的服务补偿通知后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷的响应，从而维护用电秩序平稳的短期行为。电力需求响应是缓解电网电力不平衡和支撑系统可靠性的方式，但不能替代或削弱保障电网安全稳定运行的常规错峰、强制错峰等调控措施。

 

近年来，广东省经济维持快速增长，全省全社会用电量从2013年的4830亿千瓦时增长至2018年的6323亿千瓦时，年均增长5.5%；全省全年统调最高负荷从2013年的8407万千瓦增长至2018年的10896万千瓦，年均增长5.3%；全省最大峰谷差从2013年的3525万千瓦增长至2018年的5016万千瓦，年均增长7.3%。全省部分区域存在季节性、时段性的电力缺口，持续增长的用电负荷使保持电力供需平衡的压力不断增大。用电呈现以下特点：一是负荷尖峰时长较短，2018年用电尖峰（5%）持续时间仅25小时；二是季节差异特点显著，空调负荷逐年上升，缺乏有效调控手段。

 

2019年，预计广东省统调最高负荷需求11800万千瓦，全年电力供应基本满足需求，但部分时段电力供应偏紧。通过实施需求响应，运用经济杠杆，引导电力用户有效调节峰谷负荷，提高自身电能精细化管理水平，对缓解电网运行压力、保障正常生产、优化能源配置具有十分重要的意义。

 

 

1．需求响应用户应具备以下任一条件：

 

（1）2019年参与广东省电力市场化交易的用户。

 

（2）具备一般纳税人资格、具有独立的省内电力营销账户、具备完善的负荷管理设施及用户侧开关设备且运行状态良好的专变工商业电力用户。

 

2．满足上述条件的电力用户可选择自主参与需求响应，或通过负荷集成商（具备售电公司资格）参与需求响应，售电公司对当年与之签约的市场化交易用户有优先代理权。负荷集成商参与需求响应视为单个用户，其集成的电力用户需满足上述条件，原则上负荷集成商（售电公司）的响应能力不小于1万千瓦。

 

3．单个参与用户约定需求响应的负荷应为不影响其正常生产的可调节负荷，工业用户需求响应能力原则上为该用户最高用电负荷的5%-20%，且不低于500千瓦。对于响应负荷不足500千瓦的用户，原则上通过负荷集成商打包参与。

 

 

广东电网公司负责研判电力供需形势和电网运行风险，预计存在以下三类情况时，可启动负荷侧应急响应：

 

1．预计次日全省电力平衡趋于临界，存在电力供应不足风险，需预发黄色错峰预警信号；

 

２．预计局部地区因地方电源支撑不足或关键设备非计划停运存在短期的大面积错峰风险；

 

３．配合市政工程迁改等重要停电期间，预计存在短期较大错峰风险。

 

 

１．数据采集。

 

广东电网公司、广州供电局、深圳供电局通过计量自动化系统监测记录应邀用户响应执行情况，经广东电网计量自动化系统汇总后报送至广东省电力需求响应平台。

 

２．基线计算。

 

应邀用户的需求响应执行情况通过其基准负荷曲线（简称“基线”）和响应当日实际负荷曲线反映。其中，基线为应邀用户在需求响应应邀日前最近5个正常生产工作日对应连续响应时段的负荷曲线（负荷曲线采集周期原则为15分钟，最大周期为1小时），基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，根据基线计算出的平均负荷称为基线平均负荷。

 

３．评估标准。

 

应邀用户需求响应过程中如同时满足

 

①响应时段最大负荷不高于基线最大负荷；

 

②响应时段平均负荷低于基线平均负荷，其差值大于等于应邀响应能力确认值的80%；

 

③若当日分多时段需求响应，每个时段响应均满足①②所述；

 

则当日需求响应视为有效响应，否则视为无效响应。负荷集成商（售电公司）需求响应总量满足上述条件，则视为有效响应；其中，负荷集成商（售电公司）的基线以其代理应邀的全部有效响应用户的基线合计得出，响应当日实际负荷曲线以其代理应邀的全部有效响应用户响应当日实际负荷曲线合计得出。

 

 

1．补偿标准。

 

需求响应是电力运行辅助服务的重要手段，对参与需求响应的用户应给予服务补偿，服务补偿标准原则上不高于20元/千瓦·自然日。

 

２．计算方法。

 

参与需求响应的电力用户和负荷集成商（售电公司）服务费用计算公式如下：单次响应服务费用=实际响应负荷×服务补偿标准×服务费系数。

 

其中，实际响应负荷为当日各响应时段平均负荷与对应基线平均负荷差值中的最低值；服务费系数按当天实际响应量与应约响应量比例确定，比例为80%-100%的补贴系数为0.8，比例为100%及以上的补贴系数为1，比例超过120%时，实际响应量按应约响应量的120%计算。

 

3．费用结算。

 

负荷集成商与其代理的电力用户分摊服务费用比例由双方自行协商确定。需求响应服务补偿用按日计算，按年结清。2020年1月31日前，广东电网公司统计汇总年度需求响应执行结算清单报省能源局、国家能源局南方监管局审核确认。广东电网公司、广州供电局、深圳供电局通过电费抵扣、现金支付等方式完成资金费用结算。

 

4．市场化交易偏差考核。

 

有效需求响应的市场化交易用户，当月具备申请市场化交易月度偏差免考核资格。

 

声明：以下数据均为概算，以实际运行数据为准，仅供参考。

 

 

以现有配置了储能的用户来说明。

 

1、用户典型负荷曲线

 

变压器容量1*315+3*1250kVA =4065kVA

 

 

 

2、用户储能可行性分析

 

变压器容量4065kVA ；

 

用户负荷波动小，负荷率55%-65%；

 

基本电费管理，按照需量缴纳比按照容量缴纳年节省约15万元。

 

综合各因素，储能按照3组600kWh/1200kWh配置。

 

3、用户储能运行经济性分析

 

运行工况

 

 

 

常规经济性测算

 

1）0:00-8:00 第一次充电

 

3600*0.9/0.93=3484*0.3329=1160元

 

2）9:00-12:00 第一次放电

 

3240*0.92=2981*1.0348=3085元

 

3）12:30-19:00 第二次充电

 

3600*0.9/0.93=3484*0.6381=2223元

 

4）19:00-22:00 第二次放电

 

3240*0.92=2981*1.0348=3085元

 

5）两次充放电收益

 

2*3085-1160-2223=2786元/天

 

6）一年按照330天计算

 

2786*330=91.9454元/年

 

7）减去基本电费损失后综合收益约为

 

91.9454-15=76.9454元。

 

4、参与需求响应收益测算

 

假设需求响应时段为上午9:00-11:00及 下午14:00-17:00；

 

储能需要调整原有的充放电时间
 

 

 

 

详细列表
 

 

 

 

收益测算

 

1）储能部分

 

根据上表：峰谷价差收益=1178元

 

2）需求响应部分

 

09:00-11:00时段，实际与基准负荷差平均值500kW;

 

14:00-17:00时段，实际与基准负荷差平均值1633kW;

 

根据补偿标准方案 计算方法，只能取响应时段的最小值500kW，则收益为

 

500kW*（10元-20元）=5000-10000元。

 

3）总收益

 

1178+10000=11178元>>2876元 ；

 

1178+5000=6178元>2876元。

 

如果每年有30天需求响应

 

则储能系统收益为

 

300*2876+30*6178=102.1207万元

 

300*2876+30*11178=117.1207万元

 

5、补偿标准取最小值计算是否合理？

 

假设可以按照响应时段的平均值，那么计算如下：5900/5=1180kW

 

收益为1180*（10-20）=11800-23600元

 

储能系统年122.5207-157.9207元。

 

 

1、用户侧储能参与需求响应，经济性可行；

 

2、案例中，下午时段，用户侧负荷曲线比参考曲线有很大幅度降低，但是储能系统受到上午时段的响应影响，收益大幅减少。

 

3、以上数据均为概算，以实际运行数据为准，仅供参考。

 

4、其他地区参照计算。

 

原标题:用户侧电化学储能参与需求响应收益探讨