中國儲能網(wǎng)訊：最近，持續(xù)的高溫，大部分地區(qū)負荷都突破歷史最高值。為了應對短期的空調負荷，需求側管理是最佳選擇，各地也出臺了補貼方案方案。給奄奄一息的用戶側儲能帶來了希望。。。。。。
廣東需求響應細則要點
一、實施背景
需求響應是指在電力供應緊張、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發(fā)出的誘導性減少負荷的服務補償通知后，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，從而維護用電秩序平穩(wěn)的短期行為。電力需求響應是緩解電網(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、強制錯峰等調控措施。
近年來，廣東省經濟維持快速增長，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，空調負荷逐年上升，缺乏有效調控手段。
2019年，預計我省統(tǒng)調最高負荷需求11800萬千瓦，全年電力供應基本滿足需求，但部分時段電力供應偏緊。通過實施需求響應，運用經濟杠桿，引導電力用戶有效調節(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、優(yōu)化能源配置具有十分重要的意義。
二、需求響應用戶應具備的條件。
1．需求響應用戶應具備以下任一條件：
（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、具有獨立的省內電力營銷賬戶、具備完善的負荷管理設施及用戶側開關設備且運行狀態(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，或通過負荷集成商（具備售電公司資格）參與需求響應，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。負荷集成商參與需求響應視為單個用戶，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）的響應能力不小于1萬千瓦。
3．單個參與用戶約定需求響應的負荷應為不影響其正常生產的可調節(jié)負荷，工業(yè)用戶需求響應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。對于響應負荷不足500千瓦的用戶，原則上通過負荷集成商打包參與。
三、啟動條件
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，預計存在以下三類情況時，可啟動負荷側應急響應：
1．預計次日全省電力平衡趨于臨界，存在電力供應不足風險，需預發(fā)黃色錯峰預警信號；
２．預計局部地區(qū)因地方電源支撐不足或關鍵設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，預計存在短期較大錯峰風險。
四、技術要求：
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)測記錄應邀用戶響應執(zhí)行情況，經廣東電網(wǎng)計量自動化系統(tǒng)匯總后報送至廣東省電力需求響應平臺。
２．基線計算。
應邀用戶的需求響應執(zhí)行情況通過其基準負荷曲線（簡稱“基線”）和響應當日實際負荷曲線反映。其中，基線為應邀用戶在需求響應應邀日前最近5個正常生產工作日對應連續(xù)響應時段的負荷曲線（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。
應邀用戶需求響應過程中如同時滿足
①響應時段最大負荷不高于基線最大負荷；
②響應時段平均負荷低于基線平均負荷，其差值大于等于應邀響應能力確認值的80%；
③若當日分多時段需求響應，每個時段響應均滿足①②所述；
則當日需求響應視為有效響應，否則視為無效響應。負荷集成商（售電公司）需求響應總量滿足上述條件，則視為有效響應；其中，負荷集成商（售電公司）的基線以其代理應邀的全部有效響應用戶的基線合計得出，響應當日實際負荷曲線以其代理應邀的全部有效響應用戶響應當日實際負荷曲線合計得出。
五、補償標準方案
1．補償標準。
需求響應是電力運行輔助服務的重要手段，對參與需求響應的用戶應給予服務補償，服務補償標準原則上不高于20元/千瓦·自然日。
２．計算方法。
參與需求響應的電力用戶和負荷集成商（售電公司）服務費用計算公式如下：單次響應服務費用=實際響應負荷×服務補償標準×服務費系數(shù)。
其中，實際響應負荷為當日各響應時段平均負荷與對應基線平均負荷差值中的最低值；服務費系數(shù)按當天實際響應量與應約響應量比例確定，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，實際響應量按應約響應量的120%計算。
3．費用結算。
負荷集成商與其代理的電力用戶分攤服務費用比例由雙方自行協(xié)商確定。需求響應服務補償用按日計算，按年結清。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執(zhí)行結算清單報省能源局、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算。
4．市場化交易偏差考核。
有效需求響應的市場化交易用戶，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。
六、案例分析
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、用戶儲能運行經濟性分析
運行工況
常規(guī)經濟性測算
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、參與需求響應收益測算
假設需求響應時段為上午9:00-11:00及 下午14:00-17:00；
儲能需要調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
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？
假設可以按照響應時段的平均值，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。
七、總結
1、用戶側儲能參與需求響應，經濟性可行；
2、案例中，下午時段，用戶側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。
