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)網研究院儲能項目經理
能源互聯(lián)網運行關鍵技術是清華四川能源互聯(lián)網研究院重點研究方向之一，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。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，服務于中國能源互聯(lián)網市場變革與發(fā)展。
筆者比較關注儲能與電力系統(tǒng)領域的發(fā)展，看到很多文章提及儲能電力系統(tǒng)應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)中的應用種類及價值。
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背景介紹
風電光伏新能源發(fā)電具有間歇性和波動性，其大規(guī)模接入對電網運行調度帶來了巨大挑戰(zhàn)。新能源波動性使電力系統(tǒng)調頻愈加困難，需要儲能實現(xiàn)高效精準地控制電網頻率。新能源易受天氣等因素影響，難以預測其發(fā)電。儲能能夠調節(jié)發(fā)電出力和跟蹤發(fā)電計劃，提高新能源發(fā)電的并網穩(wěn)定性和上網電量。在山區(qū)和海島等離網地區(qū)風電光伏結合儲能可有效降低當地居民和企業(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節(jié)。智慧城市和能源互聯(lián)網等技術發(fā)展，也離不開儲能電站。
2
儲能應用
美國能源部和電力科學研究院聯(lián)合國家農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上明確儲能在電力系統(tǒng)中的五大類18項應用服務（圖2.1）。
圖2.1儲能應用
2.1
批發(fā)能源服務
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，例如棄風棄光。儲能電站的可變運維成本和系統(tǒng)效率對該服務很重要。可變運維成本中兩個核心因素是充放電效率和容量衰減率。影響該服務經濟收益因素包括購電、儲電、放電等成本和放電收益等。跨季節(jié)或晝夜儲能也可參與大宗批發(fā)能源服務。這種服務可用于解決新能源發(fā)電季度或日間差異。
技術要求：儲能電站容量為1-500MW，放電持續(xù)時間為小于1小時，年最小運行次數為250次
解讀：抽水儲能技術適合該應用可參與日間峰谷調節(jié)。電轉氣技術適合跨季節(jié)儲能，但是電轉氣技術經濟性取決于低價電量，棄風棄光等多余電量適合該技術。
2.12
電源容量供應
根據區(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付費。儲能電站作為容量供應商的運行機制亦各不相同。儲能電站提供容量服務收益取決于具體容量計費制度。
圖2.2顯示了系統(tǒng)存在容量限制和儲能電站供應容量的情況。
其中上圖峰值為工作日的峰值負荷，下圖為儲能在峰值負荷時段放電以滿足負荷要求，在夜間負荷低谷時段充電。
技術要求：儲能電站容量為1-500MW，放電持續(xù)時間為2-6小時，年最小運行次數為5-100次
解讀：儲能容量供應服務適合電力供不應求或供需緊平衡的市場，能夠減少新電源建設或提高調峰電站利用率。中國電力市場總體供過于求的局面，儲能參與該服務競爭力不足。
2.2
電力輔助服務
2.2.1
調頻輔助服務
調頻輔助服務是特別適合儲能電站一種電力輔助服務。調頻輔助服務為控制區(qū)域之間聯(lián)絡線交換功率和區(qū)域內部短時需求變化。電力系統(tǒng)需要采購調頻輔助服務為了保持電網頻率穩(wěn)定和滿足北美電力可靠性委員（NERC）關于有功功率平衡控制性能（BAL001）和擾動控制性能（BAL002）標準。
調頻輔助服務用于調節(jié)發(fā)電和負荷波動導致的瞬時差異，抑制這種波動帶來的頻率變化。
圖2.3顯示細負荷曲線為無調頻服務情況下因發(fā)電和負荷不平衡產生大量波動，而粗負荷曲線為調頻輔助服務抑制了波動后的平滑曲線。
發(fā)電廠可根據需要提高或降低功率輸出以參與調頻輔助服務。當發(fā)電不足時，發(fā)電廠提高功率輸出以提高頻率，而當發(fā)電過剩時發(fā)電廠減少功率輸出以降低頻率。大型火電廠參與調頻輔助服務時調整功率輸出會帶來嚴重機組磨損。
如圖2.4所示1MW儲能電站參與調頻輔助服務的兩種運行模式，而發(fā)電廠參與調頻有三種運行模式。左邊圖為1MW儲能電站一半功率用于頻率調高，一半功率用于頻率調低，該運行模式效率比較低。右邊圖為1MW儲能電站通過充放電實現(xiàn)1MW頻率調高和1MW頻率調低，總共提供2MW調頻輔助服務。
儲能參與頻率調低服務過程充電需要向電網支付電費。該服務中電費可能超過調頻服務收益，特別是低效儲能電站。
儲能電站快速響應特性使其成為非常有價值的調頻資源。儲能參與調頻輔助服務需能響應區(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，其平均調頻性能是傳統(tǒng)發(fā)電廠的兩倍，原因為儲能可更快和準確地響應信號，同時避免發(fā)電設施存在的磨損損失。
圖2.5表現(xiàn)儲能響應調頻輔助服務需求。
上邊曲線為夸張地表現(xiàn)發(fā)電需響應的負荷波動情況，而下面曲線為儲能充放電提供調頻輔助服務。
技術要求：儲能電站容量為10-40MW，放電持續(xù)時間為15分鐘-60分鐘，年最小運行次數為250-10000次
解讀：儲能電站非常適合調頻輔助服務的主要原因為調頻利用其快速功率調節(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、精準調節(jié)都是其競爭優(yōu)勢。但是儲能調頻服務取決于電力輔助服務市場的規(guī)則，根據美國調頻輔助服務市場發(fā)展歷程分析，只有更合理調頻服務考核和補償機制才能發(fā)揮儲能調頻輔助服務的價值。國內山西、山東、廣東等區(qū)域電力輔助服務市場改革有利于儲能參與調頻服務并獲取合理回報。
2.2.2
旋轉備用，非旋轉備用和補充備用
電網正常運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。
旋轉備用（同步的）—在線發(fā)電容量但未進行發(fā)電，可在10分鐘內響應以應對發(fā)電機或輸電中斷情況?！邦l率響應”旋轉備用可在10分鐘內響應以保持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。旋轉備用在電力短缺時首先被調用。
非旋轉備用（非同步的）—為離線發(fā)電容量或可減少及中斷負荷，能夠在10分鐘內響應。
補充備用—發(fā)電廠可在1小時內發(fā)電。其作用為旋轉和非旋轉備用的備用。備用供應可作為商業(yè)售電的備用。補充備用跟電網不同步，其在旋轉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控制信號，圖2.6表現(xiàn)儲能提供旋轉備用服務。
上面曲線為發(fā)電機掉線，下面曲線為儲能立即響應提供30分鐘放電，直至其他發(fā)電廠上線發(fā)電。
技術要求：儲能電站容量為10-100MW，持續(xù)放電時間為15分鐘-60分鐘，年最小運行次數為20-50次
解讀：儲能容量供應服務適合電力供不應求或供需緊平衡的市場，能夠減少備用電源建設。中國電力市場總體供過于求的局面，疊加儲能備用服務調用次數較少和價格較低，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，電抗產生于電網相連的發(fā)電機、輸電線、用電設備中有或表現(xiàn)出電容和電感特性器件。為了管理電網級電抗，系統(tǒng)運營商需要電壓支撐資源彌補無功效應，以保障輸電系統(tǒng)穩(wěn)定運行。
通常指定發(fā)電廠產生無功功率（VAR）以抵消電網中電抗。這些電廠一般選在電網中心區(qū)域，或者采用分布式方法在大負荷附近建設多個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行，產生或吸收無功功率或無功伏安（VARs）。這種運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分鐘內保證電網系統(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，年最小運行次數無要求
解讀：電網電壓穩(wěn)定有多種競爭性技術。儲能電壓穩(wěn)定服務可以作為儲能電站增值服務。
2.2.4
黑啟動
黑啟動是儲能電站在電網崩潰后為電網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)會在費爾班克斯使用儲能提供黑啟動服務以備跟安克雷奇的輸電線路中斷。圖2.8為儲能電站運行情況，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)電機提供啟動電能，直至電網恢復。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：黑啟動利用次數較低，可作為儲能電站增值服務。
2.2.5
負荷跟蹤/可再生能源爬坡控制
儲能電站非常適用于抑制風電、光伏系統(tǒng)的功率波動，并在該領域廣泛應用。該應用要求與儲能電站快速響應波動負荷類似。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。儲能電站在負荷跟蹤和可再生能源爬坡控制方面設計要求相同，因此列為一項應用。
負荷跟蹤需要功率輸出在幾分鐘之內迅速變化。儲能電站可以調整輸出功率以應對特定區(qū)域內發(fā)電和負荷持續(xù)變化。儲能電站也可調整功率輸出響應系統(tǒng)頻率的變化、負荷變化以保證系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。
圖2.9為負荷跟蹤情況。
傳統(tǒng)發(fā)電廠參與負荷跟蹤但其出力速度小于其設計或額定功率，致使電廠加熱率、燃料成本、排放增加等后果。這導致參與負荷跟蹤服務的傳統(tǒng)發(fā)電廠燃料成本（$/MWh）、運營維護成本和排放高于其正常運行狀態(tài)。如果峰值負荷過后發(fā)電廠關閉，發(fā)電廠燃料成本、運用維護成本和排放都會顯著增加，同時對發(fā)電廠可靠性帶來嚴重損害。
儲能電站適合負荷跟蹤。首先，儲能電站可在部分出力的情況下運行同時保證性能不會衰減。第二，儲能電站可快速地調整出力響應負荷要求。此外，儲能電站可參與跟蹤負荷提高和負荷降低兩種服務。
在電力市場中，儲能電站參與負荷跟蹤時充電價格應按批發(fā)價計算，否則儲能電站的購電成本可能超過負荷跟蹤服務收益。儲能電站參與負荷跟蹤時放電價格也需要在批發(fā)電價基礎上加上負荷跟蹤服務價格。這項服務中儲能電站需要跟集中式及分布式發(fā)電廠、需求響應/負荷集成商等競爭。
儲能電站參與負荷跟蹤服務需要接收獨立系統(tǒng)運營商（ISO）的AGC信號。大型儲能電站參與負荷跟蹤服務需要跟其他服務相協(xié)調。負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。分布式儲能電站除了參與負荷跟蹤以外，也可以參與分布式應用和電壓穩(wěn)定。
技術要求：儲能電站容量為1-100MW，持續(xù)放電時間為15分鐘-60分鐘，年最小運行次數：無要求
解讀：大規(guī)模新能源間歇出力對電網安全運行帶來了挑戰(zhàn)，儲能可提供新能源爬坡控制和跟蹤負荷。儲能可再生能源爬坡控制是未來重要應用之一。
2.2.6
頻率響應
頻率響應跟調頻服務非常類似，但是其響應系統(tǒng)時間更短，當電網發(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。如圖2.10所示，需要很多發(fā)電設施響應以抵消電網中發(fā)電和負荷之間不平衡，保證系統(tǒng)頻率和電網穩(wěn)定性。在事故發(fā)生后幾秒內最先響應的是一次調頻控制，提高發(fā)電廠的功率輸出。之后半分鐘到幾分鐘時間內二次調頻控制響應AGC信號，其曲線為點狀線。在事故發(fā)生后，電網頻率下降速率跟發(fā)生故障的慣性量占比成正比。
解讀：頻率響應服務類似國內一次調頻，屬于電廠義務，難以實現(xiàn)市場化商業(yè)模式。在國外頻率響應也有通過市場采購獲取的。
2.3
輸電基礎設施服務
2.3.1
延緩輸電設施升級
延緩輸電設施升級為使用相對少量儲能電站延緩或完全避免輸電設施升級改造。輸電設施的設計原則是以尖峰電負荷為標準。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)點潮流，延緩系統(tǒng)升級數年。
這項服務關鍵之處為使用少量儲能既可提供足夠容量擴充，實現(xiàn)延緩輸電設施升級。這樣可以降低納稅人總體成本，提高公共設施利用率，節(jié)省投資和降低金融風險。
眾所周知，輸電系統(tǒng)絕大多數節(jié)點最高負荷只發(fā)生在一年之中的幾天，甚至是一年之中幾個小時。具有較高可變運行成本的儲能設備比較適合該應用。
該應用除了延緩輸電設施升級以外，也可延長輸電設備壽命。儲能可以降低接近壽命年限設備的負荷，以延長設備壽命。這項服務適合存在老舊變壓器和地下電纜的輸電設施。
儲能電站必須能夠提供足夠負荷且越長越好，將輸電設備負荷保持在特定閾值。
圖2.11表明儲能延緩輸電升級。儲能在輸電設施峰值負荷時放電，將輸電負荷降低。
技術要求：儲能電站容量為10-100MW，持續(xù)放電時間為2-8小時，年最小運行次數為10-50年
解讀：儲能延緩輸電設施升級的利用率較低，其收益主要為電力系統(tǒng)整體收益，因此適合電網運營商投資。在美國歐洲等電力設備比較老區(qū)域，該服務應用的場景相對多一些。
2.3.2
緩解輸電設施擁堵
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。在峰值負荷階段，輸電設施需要更多容量和成本上升導致輸電價格升高。輸電擁堵可能會導致批發(fā)電能在某些輸電節(jié)點處的擁堵成本或區(qū)域邊際價格較高。
儲能可用于避免擁堵成本和收費。這項服務中儲能設施安置在輸電系統(tǒng)中擁堵節(jié)點，降低該處潮流。儲能設施在無輸電擁堵情況下，也可峰值負荷時放電，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。
技術要求：儲能電站容量為1-100MW，持續(xù)放電時間為1-4小時，年最小運行次數為50-100次
解讀：儲能延緩輸電擁堵服務只存在于擁堵費用和節(jié)點電價的電力市場。儲能延緩輸電擁堵的利用率較低，收益較差。
2.3.3
其他相關應用
儲能電站應用到輸電領域可改善輸電系統(tǒng)性能，補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。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/無功補償，實現(xiàn)提高線容量。
儲能電站必須能夠次秒級響應、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響應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。儲能響應需要非常快速和高功率，所需電量較少。
技術要求：儲能電站容量為10-100MW，持續(xù)放電時間為5秒-2小時，年最小運行次數為20-100次
解讀：應用場景受限，具體價值和收益難以評估。
2.4
配電基礎設施服務
2.4.1
延緩輸電設施升級和配電網電壓支撐
延緩配電設施升級為使用儲能電站延緩或避免配電設施升級，同時保證足夠容量滿足全部負荷需求。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更重的配電線路。
變壓器擴容為了滿足未來15-20年負荷增長。新設備在大部分生命周期內其利用率比較低。儲能電站可削減峰值負荷延長設備壽命。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。
該服務可以降低實際負荷不如預期增長風險。儲能電站不僅延緩了升級決策時間點，也提供時間以評估負荷是否如預期增長，該窗口期為2-3年。
眾所周知，配電系統(tǒng)中絕大部分節(jié)點最大負荷，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。通常電網通過調節(jié)變電站的調節(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荷如電弧焊或分布式光伏系統(tǒng)情況下會產生電壓波動，可通過儲能電站有功出力解決。圖2.14表現(xiàn)了儲能延緩輸配設施升級應用。
技術要求：儲能電站容量為500kW-10MW，持續(xù)放電時間為1-4小時，年最小運行次數為50-100次
解讀：在城市中心區(qū)域等配網擴容升級困難的地方，隨著電動汽車等發(fā)展負荷增長較快，儲能延緩配網設施升級和應對電動汽車充電是一種有效的解決方案。
2.5
消費側能源管理服務
2.5.1
電能質量
電能質量服務為使用儲能電站平抑電網短時間電能質量波動，保護用戶側負荷。較差電能質量主要包括1）電壓波動，2）頻率波動，3）低功率因數，4）諧波，5）持續(xù)時間幾秒-幾分鐘的供電中斷。
儲能提高電能質量的放電時間為幾秒到幾分鐘。儲能電站在線檢測電網電能質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。電能質量對需要保護敏感設備非常重要。
技術要求：儲能電站容量為100kW-10MW，持續(xù)放電時間為10秒-15分鐘，年最小運行次數為10-200次
解讀：在芯片制造、精密機床加工等對電能質量要求較高的行業(yè)，儲能改善電能質量是良好的解決方案且收益良好。
2.5.2
供電可靠性
儲能電站可在電網斷電的情況下有效地支撐消費者負荷。電網斷電后，儲能電站支撐客戶側負荷孤網運行，直至電網恢復后切換到電網供應。儲能電量相對于負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，可長時間支持負荷。
儲能電站可為消費者擁有與控制。另一種模式是儲能電站為公共事業(yè)部門擁有，作為需求側可調度資源服務消費者需求，同時為電網提供需量削減服務。
解讀：數據中心、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。這類服務的最大放電時間要基于分時電價時刻表。
技術要求：儲能電站容量為1kW-1MW，持續(xù)放電時間為1-6小時，年最小運行次數為50-250次
解讀：基于分時電價的削峰填谷是國內儲能只要商業(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節(jié)的特性決定了，儲能只有參與多種服務充分發(fā)揮其功率調節(jié)和電量轉移的能力，才能獲取良好的收益。
2.5.4
需量電費管理
儲能電站可用于在電網規(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，用戶負荷必須能在特定時間段降低。很多情況下，在需量電價應用時段需量收費價格每15分鐘設定一個。
需量電費的確定是基于每個月峰值負荷階段最大負荷量確定。有些額外需量收費分為兩種，一種針對冬季周末早上或晚上關鍵時間點部分負荷需求，另一種針對負荷或工廠需求量為基礎的峰值需量。
工廠可通過降低需求容量，避免進入更高收費容量等級。電價表中需量收費分為電量價格和容量價格，其中電量價格單位為$/kWh，而容量收費單位為$/kW。此外，容量價格每月重新設定，所以容量價格也為每月$/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。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例子。工廠用戶夜間電價低時，以1MW充電，而在需量電費比較高的12:00-17:00時以1MW放電，削減工廠容量1MW。
盡管這種服務有明顯收益，但是儲能電站設計、采購、效率損耗等因素都能影響用戶收益，特別是峰值負荷較小的用戶。
圖2.17顯示峰值負荷閾值在每月周一下午高峰負荷確定。這一閾值為該月標準，負荷必須低于閾值才能避免需量罰款。
技術要求：儲能電站容量為50kW-10MW，持續(xù)放電時間為1-4小時，年最小運行次數為50-500次
解讀：儲能需量管理是充分利用其功率調節(jié)能力的應用場景之一，也是國內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荷曲線密切相關，只有負荷波動較大且峰值負荷持續(xù)時間較短的客戶，其儲能削減峰值負荷收益才能比較高。美國領先分布式儲能企業(yè)的商業(yè)模式是用戶需量管理結合基于分時電價削峰填谷的用戶合同能源管理模式，結合分布式儲能集群參與發(fā)電或電網服務獲取額外增值收益。
2.6
組合服務—應用例子組合
儲能電站均可應用到上述服務中，但很少單一服務能夠產生足夠收益，彌補其投資。然而，儲能電站可以參與多種服務，獲取多項收益，提高其經濟性。儲能電站可同時參與哪些服務取決于其位于電網中位置和所使用儲能技術。然而，在監(jiān)管和運維限制下，儲能多服務過程必須謹慎設計和具體分析。
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)管下可提供電網相關的輔助服務和電量市場競價。此外，儲能可作為調峰容量提供商供應系統(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、緩解設施升級等），同時為電網提供輔助服務。消費側儲能電站，可削減用戶峰值負荷、節(jié)省電費同時提高電能質量和供電可靠性。
解讀：儲能參與多種服務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獲得公共事業(yè)委員會的認可，是促進儲能行業(yè)發(fā)展的重要政策。儲能參與用戶側和電網多種服務，可以通過多種模式實現(xiàn)。電網、儲能運營商、用戶等三方可以組合出多種產權模式和儲能系統(tǒng)控制協(xié)議，實現(xiàn)成本分擔和收益共享。美國常用的商業(yè)模式有兩種，其一為儲能運營商投資或運營商與用戶共同投資，通過用戶側需量管理結合削峰填谷的合同能源管理方式分享收益，運營商保留儲能系統(tǒng)控制權，實現(xiàn)分布式儲能集群與發(fā)電企業(yè)或單獨參與電力市場交易，獲取額外收益，并將收益與用戶合理分享。另一模式為電網運營商投資儲能，用戶提供場地，儲能為用戶服務同時參與電力市場交易，收益雙方共享。此外，還有電網、儲能運營商、用戶三方產權共用模式等。綜上所述，通過有效產權模式和系統(tǒng)控制協(xié)議，儲能電站同時參與用戶和電網服務，實現(xiàn)其多重價值轉化有效收益。這樣是能源市場中大型能源集團或電網運營商越來越關注用戶側儲能的原因，也是未來儲能行業(yè)發(fā)蓬勃發(fā)展的主要驅動力。
