作者：
Abbas A.Akhil，Georgianne Huff,Aileen B.Currier等
翻譯解讀：
張信真 清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院儲能項目經(jīng)理
能源互聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行關(guān)鍵技術(shù)是清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院重點(diǎn)研究方向之一，其重要組成部分為儲能等靈活性資源與電力系統(tǒng)深度互動技術(shù)。研究院致力于推動儲能等靈活性資源行業(yè)發(fā)展和電力市場化改革，服務(wù)于中國能源互聯(lián)網(wǎng)市場變革與發(fā)展。
筆者比較關(guān)注儲能與電力系統(tǒng)領(lǐng)域的發(fā)展，看到很多文章提及儲能電力系統(tǒng)應(yīng)用時在表述上存在概念上錯誤和重疊，因此將2015年美國能源部和電科院聯(lián)合出版的儲能手冊中應(yīng)用部分翻譯及解讀刊出，以便讀者理清儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用種類及價值。
1
背景介紹
風(fēng)電光伏新能源發(fā)電具有間歇性和波動性，其大規(guī)模接入對電網(wǎng)運(yùn)行調(diào)度帶來了巨大挑戰(zhàn)。新能源波動性使電力系統(tǒng)調(diào)頻愈加困難，需要儲能實現(xiàn)高效精準(zhǔn)地控制電網(wǎng)頻率。新能源易受天氣等因素影響，難以預(yù)測其發(fā)電。儲能能夠調(diào)節(jié)發(fā)電出力和跟蹤發(fā)電計劃，提高新能源發(fā)電的并網(wǎng)穩(wěn)定性和上網(wǎng)電量。在山區(qū)和海島等離網(wǎng)地區(qū)風(fēng)電光伏結(jié)合儲能可有效降低當(dāng)?shù)鼐用窈推髽I(yè)用電成本。隨著電動汽車規(guī)?？焖僭鲩L，電動汽車充電也需要儲能調(diào)節(jié)。智慧城市和能源互聯(lián)網(wǎng)等技術(shù)發(fā)展，也離不開儲能電站。
2
儲能應(yīng)用
美國能源部和電力科學(xué)研究院聯(lián)合國家農(nóng)村電力委員會出版的電儲能手冊，在綜合其他研究成果基礎(chǔ)上明確儲能在電力系統(tǒng)中的五大類18項應(yīng)用服務(wù)（圖2.1）。
圖2.1儲能應(yīng)用
2.1
批發(fā)能源服務(wù)
2.11
電能時移套利
電能時移套利是在低電價或系統(tǒng)邊際成本時段，購買廉價電能在高電價或成本時段使用或賣出。儲能電站電能時移也可儲存多余電量，例如棄風(fēng)棄光。儲能電站的可變運(yùn)維成本和系統(tǒng)效率對該服務(wù)很重要?？勺冞\(yùn)維成本中兩個核心因素是充放電效率和容量衰減率。影響該服務(wù)經(jīng)濟(jì)收益因素包括購電、儲電、放電等成本和放電收益等?？缂竟?jié)或晝夜儲能也可參與大宗批發(fā)能源服務(wù)。這種服務(wù)可用于解決新能源發(fā)電季度或日間差異。
技術(shù)要求：儲能電站容量為1-500MW，放電持續(xù)時間為小于1小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為250次
解讀：抽水儲能技術(shù)適合該應(yīng)用可參與日間峰谷調(diào)節(jié)。電轉(zhuǎn)氣技術(shù)適合跨季節(jié)儲能，但是電轉(zhuǎn)氣技術(shù)經(jīng)濟(jì)性取決于低價電量，棄風(fēng)棄光等多余電量適合該技術(shù)。
2.12
電源容量供應(yīng)
根據(jù)區(qū)域電力系統(tǒng)情況，儲能電站可用于延緩或削減新建發(fā)電站容量，或者減少在批發(fā)市場購買容量。各地區(qū)電力容量市場規(guī)則差異較大，有些區(qū)域發(fā)電容量成本包含到批發(fā)電價中，有些區(qū)域電力容量需要單獨(dú)付費(fèi)。儲能電站作為容量供應(yīng)商的運(yùn)行機(jī)制亦各不相同。儲能電站提供容量服務(wù)收益取決于具體容量計費(fèi)制度。
圖2.2顯示了系統(tǒng)存在容量限制和儲能電站供應(yīng)容量的情況。
其中上圖峰值為工作日的峰值負(fù)荷，下圖為儲能在峰值負(fù)荷時段放電以滿足負(fù)荷要求，在夜間負(fù)荷低谷時段充電。
技術(shù)要求：儲能電站容量為1-500MW，放電持續(xù)時間為2-6小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為5-100次
解讀：儲能容量供應(yīng)服務(wù)適合電力供不應(yīng)求或供需緊平衡的市場，能夠減少新電源建設(shè)或提高調(diào)峰電站利用率。中國電力市場總體供過于求的局面，儲能參與該服務(wù)競爭力不足。
2.2
電力輔助服務(wù)
2.2.1
調(diào)頻輔助服務(wù)
調(diào)頻輔助服務(wù)是特別適合儲能電站一種電力輔助服務(wù)。調(diào)頻輔助服務(wù)為控制區(qū)域之間聯(lián)絡(luò)線交換功率和區(qū)域內(nèi)部短時需求變化。電力系統(tǒng)需要采購調(diào)頻輔助服務(wù)為了保持電網(wǎng)頻率穩(wěn)定和滿足北美電力可靠性委員（NERC）關(guān)于有功功率平衡控制性能（BAL001）和擾動控制性能（BAL002）標(biāo)準(zhǔn)。
調(diào)頻輔助服務(wù)用于調(diào)節(jié)發(fā)電和負(fù)荷波動導(dǎo)致的瞬時差異，抑制這種波動帶來的頻率變化。
圖2.3顯示細(xì)負(fù)荷曲線為無調(diào)頻服務(wù)情況下因發(fā)電和負(fù)荷不平衡產(chǎn)生大量波動，而粗負(fù)荷曲線為調(diào)頻輔助服務(wù)抑制了波動后的平滑曲線。
發(fā)電廠可根據(jù)需要提高或降低功率輸出以參與調(diào)頻輔助服務(wù)。當(dāng)發(fā)電不足時，發(fā)電廠提高功率輸出以提高頻率，而當(dāng)發(fā)電過剩時發(fā)電廠減少功率輸出以降低頻率。大型火電廠參與調(diào)頻輔助服務(wù)時調(diào)整功率輸出會帶來嚴(yán)重機(jī)組磨損。
如圖2.4所示1MW儲能電站參與調(diào)頻輔助服務(wù)的兩種運(yùn)行模式，而發(fā)電廠參與調(diào)頻有三種運(yùn)行模式。左邊圖為1MW儲能電站一半功率用于頻率調(diào)高，一半功率用于頻率調(diào)低，該運(yùn)行模式效率比較低。右邊圖為1MW儲能電站通過充放電實現(xiàn)1MW頻率調(diào)高和1MW頻率調(diào)低，總共提供2MW調(diào)頻輔助服務(wù)。
儲能參與頻率調(diào)低服務(wù)過程充電需要向電網(wǎng)支付電費(fèi)。該服務(wù)中電費(fèi)可能超過調(diào)頻服務(wù)收益，特別是低效儲能電站。
儲能電站快速響應(yīng)特性使其成為非常有價值的調(diào)頻資源。儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)需能響應(yīng)區(qū)域控制誤差（ACE）信號或者自動發(fā)電控制（AGC）信號。儲能電站可快速充放電，其平均調(diào)頻性能是傳統(tǒng)發(fā)電廠的兩倍，原因為儲能可更快和準(zhǔn)確地響應(yīng)信號，同時避免發(fā)電設(shè)施存在的磨損損失。
圖2.5表現(xiàn)儲能響應(yīng)調(diào)頻輔助服務(wù)需求。
上邊曲線為夸張地表現(xiàn)發(fā)電需響應(yīng)的負(fù)荷波動情況，而下面曲線為儲能充放電提供調(diào)頻輔助服務(wù)。
技術(shù)要求：儲能電站容量為10-40MW，放電持續(xù)時間為15分鐘-60分鐘，年最小運(yùn)行次數(shù)為250-10000次
解讀：儲能電站非常適合調(diào)頻輔助服務(wù)的主要原因為調(diào)頻利用其快速功率調(diào)節(jié)性能，不需要涉及大量電量，適合能量有限的儲能系統(tǒng)。此外，儲能電站可快速響應(yīng)、精準(zhǔn)調(diào)節(jié)都是其競爭優(yōu)勢。但是儲能調(diào)頻服務(wù)取決于電力輔助服務(wù)市場的規(guī)則，根據(jù)美國調(diào)頻輔助服務(wù)市場發(fā)展歷程分析，只有更合理調(diào)頻服務(wù)考核和補(bǔ)償機(jī)制才能發(fā)揮儲能調(diào)頻輔助服務(wù)的價值。國內(nèi)山西、山東、廣東等區(qū)域電力輔助服務(wù)市場改革有利于儲能參與調(diào)頻服務(wù)并獲取合理回報。
2.2.2
旋轉(zhuǎn)備用，非旋轉(zhuǎn)備用和補(bǔ)充備用
電網(wǎng)正常運(yùn)行需要備用容量在發(fā)電資源意外中斷情況下發(fā)電。通常情況下備用容量為以下兩者最小值，最大發(fā)電廠容量或計劃發(fā)電容量的15%-20%。NERC和FERC在不同條件下對備用定義有所不同。
旋轉(zhuǎn)備用（同步的）—在線發(fā)電容量但未進(jìn)行發(fā)電，可在10分鐘內(nèi)響應(yīng)以應(yīng)對發(fā)電機(jī)或輸電中斷情況?！邦l率響應(yīng)”旋轉(zhuǎn)備用可在10分鐘內(nèi)響應(yīng)以保持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。旋轉(zhuǎn)備用在電力短缺時首先被調(diào)用。
非旋轉(zhuǎn)備用（非同步的）—為離線發(fā)電容量或可減少及中斷負(fù)荷，能夠在10分鐘內(nèi)響應(yīng)。
補(bǔ)充備用—發(fā)電廠可在1小時內(nèi)發(fā)電。其作用為旋轉(zhuǎn)和非旋轉(zhuǎn)備用的備用。備用供應(yīng)可作為商業(yè)售電的備用。補(bǔ)充備用跟電網(wǎng)不同步，其在旋轉(zhuǎn)備用全部上線之后啟用。
常規(guī)備用發(fā)電廠需要保持在線和運(yùn)行狀態(tài)，而儲能電站作為備用不需要放電，只用在需要時放電即可。
備用容量必須能接受和響應(yīng)控制信號，圖2.6表現(xiàn)儲能提供旋轉(zhuǎn)備用服務(wù)。
上面曲線為發(fā)電機(jī)掉線，下面曲線為儲能立即響應(yīng)提供30分鐘放電，直至其他發(fā)電廠上線發(fā)電。
技術(shù)要求：儲能電站容量為10-100MW，持續(xù)放電時間為15分鐘-60分鐘，年最小運(yùn)行次數(shù)為20-50次
解讀：儲能容量供應(yīng)服務(wù)適合電力供不應(yīng)求或供需緊平衡的市場，能夠減少備用電源建設(shè)。中國電力市場總體供過于求的局面，疊加儲能備用服務(wù)調(diào)用次數(shù)較少和價格較低，使其收益有限。
2.2.3
電壓穩(wěn)定
電力系統(tǒng)正常運(yùn)行條件之一是保持電壓穩(wěn)定在特定范圍。這需要控制系統(tǒng)電抗，電抗產(chǎn)生于電網(wǎng)相連的發(fā)電機(jī)、輸電線、用電設(shè)備中有或表現(xiàn)出電容和電感特性器件。為了管理電網(wǎng)級電抗，系統(tǒng)運(yùn)營商需要電壓支撐資源彌補(bǔ)無功效應(yīng)，以保障輸電系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。
通常指定發(fā)電廠產(chǎn)生無功功率（VAR）以抵消電網(wǎng)中電抗。這些電廠一般選在電網(wǎng)中心區(qū)域，或者采用分布式方法在大負(fù)荷附近建設(shè)多個VAR支撐儲能電站。
用于電壓穩(wěn)定儲能電站PCS必須能在非全功率因子條件下運(yùn)行，產(chǎn)生或吸收無功功率或無功伏安（VARs）。這種運(yùn)行模式下不需要有功功率，因此放電時間和循環(huán)壽命沒要求。
通常電壓穩(wěn)定時間為30分鐘內(nèi)保證電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定，如果需要可提供發(fā)電。
圖2.7表現(xiàn)三種儲能放電：同時提供有功功率和VARs，同時吸收功率平衡電壓和VARs，只提供VARs無有功功率釋放和吸收。
技術(shù)要求：儲能電站容量為1-10MW無功伏安，持續(xù)放電時間無要求，年最小運(yùn)行次數(shù)無要求
解讀：電網(wǎng)電壓穩(wěn)定有多種競爭性技術(shù)。儲能電壓穩(wěn)定服務(wù)可以作為儲能電站增值服務(wù)。
2.2.4
黑啟動
黑啟動是儲能電站在電網(wǎng)崩潰后為電網(wǎng)提供功率和能量以激活輸配電線路和為發(fā)電站啟動提供電能。金谷電力協(xié)會在費(fèi)爾班克斯使用儲能提供黑啟動服務(wù)以備跟安克雷奇的輸電線路中斷。圖2.8為儲能電站運(yùn)行情況，剛開始放電為兩條輸電線路提供所需電流，同時為兩個柴油發(fā)電機(jī)提供啟動電能，直至電網(wǎng)恢復(fù)。只要容量合適和有輸電線，儲能也可為大型電站提供啟動電能。
技術(shù)要求：儲能電站容量為5-50MW，持續(xù)放電時間為15分鐘-60分鐘，循環(huán)壽命為10-20年
解讀：黑啟動利用次數(shù)較低，可作為儲能電站增值服務(wù)。
2.2.5
負(fù)荷跟蹤/可再生能源爬坡控制
儲能電站非常適用于抑制風(fēng)電、光伏系統(tǒng)的功率波動，并在該領(lǐng)域廣泛應(yīng)用。該應(yīng)用要求與儲能電站快速響應(yīng)波動負(fù)荷類似。用于平滑可再生能源需要規(guī)定儲能電站最大功率爬坡率和功率下降率（MW/分鐘）以及爬坡時間。儲能電站在負(fù)荷跟蹤和可再生能源爬坡控制方面設(shè)計要求相同，因此列為一項應(yīng)用。
負(fù)荷跟蹤需要功率輸出在幾分鐘之內(nèi)迅速變化。儲能電站可以調(diào)整輸出功率以應(yīng)對特定區(qū)域內(nèi)發(fā)電和負(fù)荷持續(xù)變化。儲能電站也可調(diào)整功率輸出響應(yīng)系統(tǒng)頻率的變化、負(fù)荷變化以保證系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。
圖2.9為負(fù)荷跟蹤情況。
傳統(tǒng)發(fā)電廠參與負(fù)荷跟蹤但其出力速度小于其設(shè)計或額定功率，致使電廠加熱率、燃料成本、排放增加等后果。這導(dǎo)致參與負(fù)荷跟蹤服務(wù)的傳統(tǒng)發(fā)電廠燃料成本（$/MWh）、運(yùn)營維護(hù)成本和排放高于其正常運(yùn)行狀態(tài)。如果峰值負(fù)荷過后發(fā)電廠關(guān)閉，發(fā)電廠燃料成本、運(yùn)用維護(hù)成本和排放都會顯著增加，同時對發(fā)電廠可靠性帶來嚴(yán)重?fù)p害。
儲能電站適合負(fù)荷跟蹤。首先，儲能電站可在部分出力的情況下運(yùn)行同時保證性能不會衰減。第二，儲能電站可快速地調(diào)整出力響應(yīng)負(fù)荷要求。此外，儲能電站可參與跟蹤負(fù)荷提高和負(fù)荷降低兩種服務(wù)。
在電力市場中，儲能電站參與負(fù)荷跟蹤時充電價格應(yīng)按批發(fā)價計算，否則儲能電站的購電成本可能超過負(fù)荷跟蹤服務(wù)收益。儲能電站參與負(fù)荷跟蹤時放電價格也需要在批發(fā)電價基礎(chǔ)上加上負(fù)荷跟蹤服務(wù)價格。這項服務(wù)中儲能電站需要跟集中式及分布式發(fā)電廠、需求響應(yīng)/負(fù)荷集成商等競爭。
儲能電站參與負(fù)荷跟蹤服務(wù)需要接收獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（ISO）的AGC信號。大型儲能電站參與負(fù)荷跟蹤服務(wù)需要跟其他服務(wù)相協(xié)調(diào)。負(fù)荷跟蹤可以與可再生能源存儲、電能時移、備用容量等相協(xié)調(diào)。分布式儲能電站除了參與負(fù)荷跟蹤以外，也可以參與分布式應(yīng)用和電壓穩(wěn)定。
技術(shù)要求：儲能電站容量為1-100MW，持續(xù)放電時間為15分鐘-60分鐘，年最小運(yùn)行次數(shù)：無要求
解讀：大規(guī)模新能源間歇出力對電網(wǎng)安全運(yùn)行帶來了挑戰(zhàn)，儲能可提供新能源爬坡控制和跟蹤負(fù)荷。儲能可再生能源爬坡控制是未來重要應(yīng)用之一。
2.2.6
頻率響應(yīng)
頻率響應(yīng)跟調(diào)頻服務(wù)非常類似，但是其響應(yīng)系統(tǒng)時間更短，當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生發(fā)電廠或輸電線掉線的情況下在幾秒到一分鐘范圍實現(xiàn)響應(yīng)。如圖2.10所示，需要很多發(fā)電設(shè)施響應(yīng)以抵消電網(wǎng)中發(fā)電和負(fù)荷之間不平衡，保證系統(tǒng)頻率和電網(wǎng)穩(wěn)定性。在事故發(fā)生后幾秒內(nèi)最先響應(yīng)的是一次調(diào)頻控制，提高發(fā)電廠的功率輸出。之后半分鐘到幾分鐘時間內(nèi)二次調(diào)頻控制響應(yīng)AGC信號，其曲線為點(diǎn)狀線。在事故發(fā)生后，電網(wǎng)頻率下降速率跟發(fā)生故障的慣性量占比成正比。
解讀：頻率響應(yīng)服務(wù)類似國內(nèi)一次調(diào)頻，屬于電廠義務(wù)，難以實現(xiàn)市場化商業(yè)模式。在國外頻率響應(yīng)也有通過市場采購獲取的。
2.3
輸電基礎(chǔ)設(shè)施服務(wù)
2.3.1
延緩輸電設(shè)施升級
延緩輸電設(shè)施升級為使用相對少量儲能電站延緩或完全避免輸電設(shè)施升級改造。輸電設(shè)施的設(shè)計原則是以尖峰電負(fù)荷為標(biāo)準(zhǔn)。在一些情況下，配置少量儲能電站可以降低接近過載的輸電節(jié)點(diǎn)潮流，延緩系統(tǒng)升級數(shù)年。
這項服務(wù)關(guān)鍵之處為使用少量儲能既可提供足夠容量擴(kuò)充，實現(xiàn)延緩輸電設(shè)施升級。這樣可以降低納稅人總體成本，提高公共設(shè)施利用率，節(jié)省投資和降低金融風(fēng)險。
眾所周知，輸電系統(tǒng)絕大多數(shù)節(jié)點(diǎn)最高負(fù)荷只發(fā)生在一年之中的幾天，甚至是一年之中幾個小時。具有較高可變運(yùn)行成本的儲能設(shè)備比較適合該應(yīng)用。
該應(yīng)用除了延緩輸電設(shè)施升級以外，也可延長輸電設(shè)備壽命。儲能可以降低接近壽命年限設(shè)備的負(fù)荷，以延長設(shè)備壽命。這項服務(wù)適合存在老舊變壓器和地下電纜的輸電設(shè)施。
儲能電站必須能夠提供足夠負(fù)荷且越長越好，將輸電設(shè)備負(fù)荷保持在特定閾值。
圖2.11表明儲能延緩輸電升級。儲能在輸電設(shè)施峰值負(fù)荷時放電，將輸電負(fù)荷降低。
技術(shù)要求：儲能電站容量為10-100MW，持續(xù)放電時間為2-8小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為10-50年
解讀：儲能延緩輸電設(shè)施升級的利用率較低，其收益主要為電力系統(tǒng)整體收益，因此適合電網(wǎng)運(yùn)營商投資。在美國歐洲等電力設(shè)備比較老區(qū)域，該服務(wù)應(yīng)用的場景相對多一些。
2.3.2
緩解輸電設(shè)施擁堵
輸電擁堵致使大量廉價電能因傳輸容量不足難以傳輸其他地區(qū)。當(dāng)輸電容量跟不上峰值電力需求增長速度時，輸電系統(tǒng)就會發(fā)生擁堵。在峰值負(fù)荷階段，輸電設(shè)施需要更多容量和成本上升導(dǎo)致輸電價格升高。輸電擁堵可能會導(dǎo)致批發(fā)電能在某些輸電節(jié)點(diǎn)處的擁堵成本或區(qū)域邊際價格較高。
儲能可用于避免擁堵成本和收費(fèi)。這項服務(wù)中儲能設(shè)施安置在輸電系統(tǒng)中擁堵節(jié)點(diǎn)，降低該處潮流。儲能設(shè)施在無輸電擁堵情況下，也可峰值負(fù)荷時放電，削減輸電容量。
輸電擁堵緩解所需放電時間是很難確定的。儲能電站除了提供延緩輸電設(shè)施升級之外，每年可能只有幾小時用于緩解擁堵。通常情況下每年擁堵費(fèi)用發(fā)生幾率很小且只有連續(xù)幾小時。圖2.12表現(xiàn)了儲能緩解輸電擁堵的服務(wù)。
技術(shù)要求：儲能電站容量為1-100MW，持續(xù)放電時間為1-4小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為50-100次
解讀：儲能延緩輸電擁堵服務(wù)只存在于擁堵費(fèi)用和節(jié)點(diǎn)電價的電力市場。儲能延緩輸電擁堵的利用率較低，收益較差。
2.3.3
其他相關(guān)應(yīng)用
儲能電站應(yīng)用到輸電領(lǐng)域可改善輸電系統(tǒng)性能，補(bǔ)償電能異常和波動等，例如電壓下降、不穩(wěn)定電壓和次同步諧振。這可以提高系統(tǒng)穩(wěn)定性，與輔助服務(wù)類似。這種支持輸電系統(tǒng)益處局限于特定場景和特定地點(diǎn)。例如，提高輸電穩(wěn)定性為通過改善動態(tài)穩(wěn)定性以提高輸電容量；抑制次同步諧振為在次同步諧振中提供更高水平地有功/無功補(bǔ)償，實現(xiàn)提高線容量。
儲能電站必須能夠次秒級響應(yīng)、部分荷電狀態(tài)和多次充放電循環(huán)。儲能電站可以提供有功和無功功率，成為最有益的輸電支持資源。輸電支持通常放電時間為1-20秒。圖2.13表現(xiàn)儲能電站在幾秒之內(nèi)響應(yīng)電壓驟降和三相不平衡。儲能通過快速充放電抑制電壓驟降和三相不平衡帶來的振蕩。儲能響應(yīng)需要非?？焖俸透吖β?，所需電量較少。
技術(shù)要求：儲能電站容量為10-100MW，持續(xù)放電時間為5秒-2小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為20-100次
解讀：應(yīng)用場景受限，具體價值和收益難以評估。
2.4
配電基礎(chǔ)設(shè)施服務(wù)
2.4.1
延緩輸電設(shè)施升級和配電網(wǎng)電壓支撐
延緩配電設(shè)施升級為使用儲能電站延緩或避免配電設(shè)施升級，同時保證足夠容量滿足全部負(fù)荷需求。延緩升級可以為替換變電站中老舊或過載配電變壓器或者重新鋪設(shè)更重的配電線路。
變壓器擴(kuò)容為了滿足未來15-20年負(fù)荷增長。新設(shè)備在大部分生命周期內(nèi)其利用率比較低。儲能電站可削減峰值負(fù)荷延長設(shè)備壽命。如果儲能電站為集裝箱式，可移動到其他需要升級的變電站，使投資最大化。
該服務(wù)可以降低實際負(fù)荷不如預(yù)期增長風(fēng)險。儲能電站不僅延緩了升級決策時間點(diǎn)，也提供時間以評估負(fù)荷是否如預(yù)期增長，該窗口期為2-3年。
眾所周知，配電系統(tǒng)中絕大部分節(jié)點(diǎn)最大負(fù)荷，出現(xiàn)在每年的幾天的幾個小時。儲能電站可以有效削減其峰值，為電網(wǎng)帶來顯著收益。此外，儲能還可為配電線路提供電壓支撐。通常電網(wǎng)通過調(diào)節(jié)變電站的調(diào)節(jié)器和電容器實現(xiàn)穩(wěn)定電壓的目的。在徑向長線路中存在大型負(fù)荷如電弧焊或分布式光伏系統(tǒng)情況下會產(chǎn)生電壓波動，可通過儲能電站有功出力解決。圖2.14表現(xiàn)了儲能延緩輸配設(shè)施升級應(yīng)用。
技術(shù)要求：儲能電站容量為500kW-10MW，持續(xù)放電時間為1-4小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為50-100次
解讀：在城市中心區(qū)域等配網(wǎng)擴(kuò)容升級困難的地方，隨著電動汽車等發(fā)展負(fù)荷增長較快，儲能延緩配網(wǎng)設(shè)施升級和應(yīng)對電動汽車充電是一種有效的解決方案。
2.5
消費(fèi)側(cè)能源管理服務(wù)
2.5.1
電能質(zhì)量
電能質(zhì)量服務(wù)為使用儲能電站平抑電網(wǎng)短時間電能質(zhì)量波動，保護(hù)用戶側(cè)負(fù)荷。較差電能質(zhì)量主要包括1）電壓波動，2）頻率波動，3）低功率因數(shù)，4）諧波，5）持續(xù)時間幾秒-幾分鐘的供電中斷。
儲能提高電能質(zhì)量的放電時間為幾秒到幾分鐘。儲能電站在線檢測電網(wǎng)電能質(zhì)量和充放電平滑出現(xiàn)的波動。圖2.15上圖顯示了50V電壓驟升，下圖儲能吸收了驟升的50V保證480電壓穩(wěn)定。電能質(zhì)量對需要保護(hù)敏感設(shè)備非常重要。
技術(shù)要求：儲能電站容量為100kW-10MW，持續(xù)放電時間為10秒-15分鐘，年最小運(yùn)行次數(shù)為10-200次
解讀：在芯片制造、精密機(jī)床加工等對電能質(zhì)量要求較高的行業(yè)，儲能改善電能質(zhì)量是良好的解決方案且收益良好。
2.5.2
供電可靠性
儲能電站可在電網(wǎng)斷電的情況下有效地支撐消費(fèi)者負(fù)荷。電網(wǎng)斷電后，儲能電站支撐客戶側(cè)負(fù)荷孤網(wǎng)運(yùn)行，直至電網(wǎng)恢復(fù)后切換到電網(wǎng)供應(yīng)。儲能電量相對于負(fù)荷大小決定了放電時間。如果儲能電站配備了柴油發(fā)電機(jī)，可長時間支持負(fù)荷。
儲能電站可為消費(fèi)者擁有與控制。另一種模式是儲能電站為公共事業(yè)部門擁有，作為需求側(cè)可調(diào)度資源服務(wù)消費(fèi)者需求，同時為電網(wǎng)提供需量削減服務(wù)。
解讀：數(shù)據(jù)中心、大型賽事和會議中心等場景對供電可靠性要求較高，儲能作為備用電源是主流的解決方案。
2.5.3
削峰填谷
削峰填谷為消費(fèi)者利用儲能電站降低其用能成本。儲能電站在谷電價時段充電，在峰電價時段使用。削峰填谷跟批發(fā)電能時移類似，差別為用戶側(cè)削峰填谷是基于零售電價，而批發(fā)電能時移是基于批發(fā)電價。這類服務(wù)的最大放電時間要基于分時電價時刻表。
技術(shù)要求：儲能電站容量為1kW-1MW，持續(xù)放電時間為1-6小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為50-250次
解讀：基于分時電價的削峰填谷是國內(nèi)儲能只要商業(yè)模式，但是其收益取決于峰谷電價差和儲能系統(tǒng)成本。隨著電力市場改革，儲能運(yùn)營商期待更高的價格波動以獲取更多收益?；诿绹娏κ袌龇治?，即使存在電力現(xiàn)貨市場，儲能靠電量服務(wù)依然難以實現(xiàn)較好收益。儲能電站的電量有限和功率靈活調(diào)節(jié)的特性決定了，儲能只有參與多種服務(wù)充分發(fā)揮其功率調(diào)節(jié)和電量轉(zhuǎn)移的能力，才能獲取良好的收益。
2.5.4
需量電費(fèi)管理
儲能電站可用于在電網(wǎng)規(guī)定的峰值時刻削減容量，降低總體用能成本。為了避免需量電費(fèi)，用戶負(fù)荷必須能在特定時間段降低。很多情況下，在需量電價應(yīng)用時段需量收費(fèi)價格每15分鐘設(shè)定一個。
需量電費(fèi)的確定是基于每個月峰值負(fù)荷階段最大負(fù)荷量確定。有些額外需量收費(fèi)分為兩種，一種針對冬季周末早上或晚上關(guān)鍵時間點(diǎn)部分負(fù)荷需求，另一種針對負(fù)荷或工廠需求量為基礎(chǔ)的峰值需量。
工廠可通過降低需求容量，避免進(jìn)入更高收費(fèi)容量等級。電價表中需量收費(fèi)分為電量價格和容量價格，其中電量價格單位為$/kWh，而容量收費(fèi)單位為$/kW。此外，容量價格每月重新設(shè)定，所以容量價格也為每月$/kWh。
儲能電站在沒有或較低需量價格時充電，在需量價格高時放電使用，降低用戶需量電費(fèi)。儲能電站放電時間是基于具體價格表。圖2.16為工廠削減需量電費(fèi)例子。工廠用戶夜間電價低時，以1MW充電，而在需量電費(fèi)比較高的12:00-17:00時以1MW放電，削減工廠容量1MW。
盡管這種服務(wù)有明顯收益，但是儲能電站設(shè)計、采購、效率損耗等因素都能影響用戶收益，特別是峰值負(fù)荷較小的用戶。
圖2.17顯示峰值負(fù)荷閾值在每月周一下午高峰負(fù)荷確定。這一閾值為該月標(biāo)準(zhǔn)，負(fù)荷必須低于閾值才能避免需量罰款。
技術(shù)要求：儲能電站容量為50kW-10MW，持續(xù)放電時間為1-4小時，年最小運(yùn)行次數(shù)為50-500次
解讀：儲能需量管理是充分利用其功率調(diào)節(jié)能力的應(yīng)用場景之一，也是國內(nèi)外表后儲能主流的商業(yè)模式，其綜合收益較好。但是儲能需量管理收益跟用戶負(fù)荷曲線密切相關(guān)，只有負(fù)荷波動較大且峰值負(fù)荷持續(xù)時間較短的客戶，其儲能削減峰值負(fù)荷收益才能比較高。美國領(lǐng)先分布式儲能企業(yè)的商業(yè)模式是用戶需量管理結(jié)合基于分時電價削峰填谷的用戶合同能源管理模式，結(jié)合分布式儲能集群參與發(fā)電或電網(wǎng)服務(wù)獲取額外增值收益。
2.6
組合服務(wù)—應(yīng)用例子組合
儲能電站均可應(yīng)用到上述服務(wù)中，但很少單一服務(wù)能夠產(chǎn)生足夠收益，彌補(bǔ)其投資。然而，儲能電站可以參與多種服務(wù)，獲取多項收益，提高其經(jīng)濟(jì)性。儲能電站可同時參與哪些服務(wù)取決于其位于電網(wǎng)中位置和所使用儲能技術(shù)。然而，在監(jiān)管和運(yùn)維限制下，儲能多服務(wù)過程必須謹(jǐn)慎設(shè)計和具體分析。
加州公共事業(yè)委員會儲能行動R1012007中，一系列儲能應(yīng)用案例得到研究。如表2中所示，加州公共事業(yè)委員會將采用三個基本例子。與輸電線相連接的儲能電站，在ISOs的監(jiān)管下可提供電網(wǎng)相關(guān)的輔助服務(wù)和電量市場競價。此外，儲能可作為調(diào)峰容量提供商供應(yīng)系統(tǒng)容量。與配電線相連接的儲能電站可幫助解決區(qū)域特定變電站問題（解決電壓問題、緩解設(shè)施升級等），同時為電網(wǎng)提供輔助服務(wù)。消費(fèi)側(cè)儲能電站，可削減用戶峰值負(fù)荷、節(jié)省電費(fèi)同時提高電能質(zhì)量和供電可靠性。
解讀：儲能參與多種服務(wù)是使其多種價值變現(xiàn)的重要途徑。美國加州儲能參與多種電力服務(wù)獲得公共事業(yè)委員會的認(rèn)可，是促進(jìn)儲能行業(yè)發(fā)展的重要政策。儲能參與用戶側(cè)和電網(wǎng)多種服務(wù)，可以通過多種模式實現(xiàn)。電網(wǎng)、儲能運(yùn)營商、用戶等三方可以組合出多種產(chǎn)權(quán)模式和儲能系統(tǒng)控制協(xié)議，實現(xiàn)成本分擔(dān)和收益共享。美國常用的商業(yè)模式有兩種，其一為儲能運(yùn)營商投資或運(yùn)營商與用戶共同投資，通過用戶側(cè)需量管理結(jié)合削峰填谷的合同能源管理方式分享收益，運(yùn)營商保留儲能系統(tǒng)控制權(quán)，實現(xiàn)分布式儲能集群與發(fā)電企業(yè)或單獨(dú)參與電力市場交易，獲取額外收益，并將收益與用戶合理分享。另一模式為電網(wǎng)運(yùn)營商投資儲能，用戶提供場地，儲能為用戶服務(wù)同時參與電力市場交易，收益雙方共享。此外，還有電網(wǎng)、儲能運(yùn)營商、用戶三方產(chǎn)權(quán)共用模式等。綜上所述，通過有效產(chǎn)權(quán)模式和系統(tǒng)控制協(xié)議，儲能電站同時參與用戶和電網(wǎng)服務(wù)，實現(xiàn)其多重價值轉(zhuǎn)化有效收益。這樣是能源市場中大型能源集團(tuán)或電網(wǎng)運(yùn)營商越來越關(guān)注用戶側(cè)儲能的原因，也是未來儲能行業(yè)發(fā)蓬勃發(fā)展的主要驅(qū)動力。
