中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：最近，持續(xù)的高溫，大部分地區(qū)負(fù)荷都突破歷史最高值。為了應(yīng)對(duì)短期的空調(diào)負(fù)荷，需求側(cè)管理是最佳選擇，各地也出臺(tái)了補(bǔ)貼方案方案。給奄奄一息的用戶側(cè)儲(chǔ)能帶來了希望。。。。。。
廣東需求響應(yīng)細(xì)則要點(diǎn)
一、實(shí)施背景
需求響應(yīng)是指在電力供應(yīng)緊張、電網(wǎng)嚴(yán)重故障或系統(tǒng)安全可靠性存在風(fēng)險(xiǎn)時(shí)，電力用戶接收到供給側(cè)發(fā)出的誘導(dǎo)性減少負(fù)荷的服務(wù)補(bǔ)償通知后，改變其固有的習(xí)慣用電模式，達(dá)到減少或者推移某時(shí)段的用電負(fù)荷的響應(yīng)，從而維護(hù)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(yùn)行的常規(guī)錯(cuò)峰、強(qiáng)制錯(cuò)峰等調(diào)控措施。
近年來，廣東省經(jīng)濟(jì)維持快速增長，全省全社會(huì)用電量從2013年的4830億千瓦時(shí)增長至2018年的6323億千瓦時(shí)，年均增長5.5%；全省全年統(tǒng)調(diào)最高負(fù)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(shí)段性的電力缺口，持續(xù)增長的用電負(fù)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(diǎn)：一是負(fù)荷尖峰時(shí)長較短，2018年用電尖峰（5%）持續(xù)時(shí)間僅25小時(shí)；二是季節(jié)差異特點(diǎn)顯著，空調(diào)負(fù)荷逐年上升，缺乏有效調(diào)控手段。
2019年，預(yù)計(jì)我省統(tǒng)調(diào)最高負(fù)荷需求11800萬千瓦，全年電力供應(yīng)基本滿足需求，但部分時(shí)段電力供應(yīng)偏緊。通過實(shí)施需求響應(yīng)，運(yùn)用經(jīng)濟(jì)杠桿，引導(dǎo)電力用戶有效調(diào)節(jié)峰谷負(fù)荷，提高自身電能精細(xì)化管理水平，對(duì)緩解電網(wǎng)運(yùn)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。
二、需求響應(yīng)用戶應(yīng)具備的條件。
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(dú)立的省內(nèi)電力營銷賬戶、具備完善的負(fù)荷管理設(shè)施及用戶側(cè)開關(guān)設(shè)備且運(yùn)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(fù)荷集成商（具備售電公司資格）參與需求響應(yīng)，售電公司對(duì)當(dāng)年與之簽約的市場化交易用戶有優(yōu)先代理權(quán)。負(fù)荷集成商參與需求響應(yīng)視為單個(gè)用戶，其集成的電力用戶需滿足上述條件，原則上負(fù)荷集成商（售電公司）的響應(yīng)能力不小于1萬千瓦。
3．單個(gè)參與用戶約定需求響應(yīng)的負(fù)荷應(yīng)為不影響其正常生產(chǎn)的可調(diào)節(jié)負(fù)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(fù)荷的5%-20%，且不低于500千瓦。對(duì)于響應(yīng)負(fù)荷不足500千瓦的用戶，原則上通過負(fù)荷集成商打包參與。
三、啟動(dòng)條件
廣東電網(wǎng)公司負(fù)責(zé)研判電力供需形勢(shì)和電網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，預(yù)計(jì)存在以下三類情況時(shí)，可啟動(dòng)負(fù)荷側(cè)應(yīng)急響應(yīng)：
1．預(yù)計(jì)次日全省電力平衡趨于臨界，存在電力供應(yīng)不足風(fēng)險(xiǎn)，需預(yù)發(fā)黃色錯(cuò)峰預(yù)警信號(hào)；
２．預(yù)計(jì)局部地區(qū)因地方電源支撐不足或關(guān)鍵設(shè)備非計(jì)劃停運(yùn)存在短期的大面積錯(cuò)峰風(fēng)險(xiǎn)；
３．配合市政工程遷改等重要停電期間，預(yù)計(jì)存在短期較大錯(cuò)峰風(fēng)險(xiǎn)。
四、技術(shù)要求：
１．?dāng)?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(jì)量自動(dòng)化系統(tǒng)監(jiān)測(cè)記錄應(yīng)邀用戶響應(yīng)執(zhí)行情況，經(jīng)廣東電網(wǎng)計(jì)量自動(dòng)化系統(tǒng)匯總后報(bào)送至廣東省電力需求響應(yīng)平臺(tái)。
２．基線計(jì)算。
應(yīng)邀用戶的需求響應(yīng)執(zhí)行情況通過其基準(zhǔn)負(fù)荷曲線（簡稱“基線”）和響應(yīng)當(dāng)日實(shí)際負(fù)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(gè)正常生產(chǎn)工作日對(duì)應(yīng)連續(xù)響應(yīng)時(shí)段的負(fù)荷曲線（負(fù)荷曲線采集周期原則為15分鐘，最大周期為1小時(shí)），基線中出現(xiàn)的最大負(fù)荷稱為基線最大負(fù)荷，根據(jù)基線計(jì)算出的平均負(fù)荷稱為基線平均負(fù)荷。
３．評(píng)估標(biāo)準(zhǔn)。
應(yīng)邀用戶需求響應(yīng)過程中如同時(shí)滿足
①響應(yīng)時(shí)段最大負(fù)荷不高于基線最大負(fù)荷；
②響應(yīng)時(shí)段平均負(fù)荷低于基線平均負(fù)荷，其差值大于等于應(yīng)邀響應(yīng)能力確認(rèn)值的80%；
③若當(dāng)日分多時(shí)段需求響應(yīng)，每個(gè)時(shí)段響應(yīng)均滿足①②所述；
則當(dāng)日需求響應(yīng)視為有效響應(yīng)，否則視為無效響應(yīng)。負(fù)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(fù)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(jì)得出，響應(yīng)當(dāng)日實(shí)際負(fù)荷曲線以其代理應(yīng)邀的全部有效響應(yīng)用戶響應(yīng)當(dāng)日實(shí)際負(fù)荷曲線合計(jì)得出。
五、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)方案
1．補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。
需求響應(yīng)是電力運(yùn)行輔助服務(wù)的重要手段，對(duì)參與需求響應(yīng)的用戶應(yīng)給予服務(wù)補(bǔ)償，服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)原則上不高于20元/千瓦·自然日。
２．計(jì)算方法。
參與需求響應(yīng)的電力用戶和負(fù)荷集成商（售電公司）服務(wù)費(fèi)用計(jì)算公式如下：單次響應(yīng)服務(wù)費(fèi)用=實(shí)際響應(yīng)負(fù)荷×服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)×服務(wù)費(fèi)系數(shù)。
其中，實(shí)際響應(yīng)負(fù)荷為當(dāng)日各響應(yīng)時(shí)段平均負(fù)荷與對(duì)應(yīng)基線平均負(fù)荷差值中的最低值；服務(wù)費(fèi)系數(shù)按當(dāng)天實(shí)際響應(yīng)量與應(yīng)約響應(yīng)量比例確定，比例為80%-100%的補(bǔ)貼系數(shù)為0.8，比例為100%及以上的補(bǔ)貼系數(shù)為1，比例超過120%時(shí)，實(shí)際響應(yīng)量按應(yīng)約響應(yīng)量的120%計(jì)算。
3．費(fèi)用結(jié)算。
負(fù)荷集成商與其代理的電力用戶分?jǐn)偡?wù)費(fèi)用比例由雙方自行協(xié)商確定。需求響應(yīng)服務(wù)補(bǔ)償用按日計(jì)算，按年結(jié)清。2020年1月31日前，廣東電網(wǎng)公司統(tǒng)計(jì)匯總年度需求響應(yīng)執(zhí)行結(jié)算清單報(bào)省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局審核確認(rèn)。廣東電網(wǎng)公司、廣州供電局、深圳供電局通過電費(fèi)抵扣、現(xiàn)金支付等方式完成資金費(fèi)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(dāng)月具備申請(qǐng)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(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)為準(zhǔn)，僅供參考。
六、案例分析
以現(xiàn)有配置了儲(chǔ)能的用戶來說明。
1、用戶典型負(fù)荷曲線
變壓器容量1*315+3*1250kVA =4065kVA
2、用戶儲(chǔ)能可行性分析
變壓器容量4065kVA ；
用戶負(fù)荷波動(dòng)小，負(fù)荷率55%-65%；
基本電費(fèi)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(chǔ)能按照3組600kWh/1200kWh配置。
3、用戶儲(chǔ)能運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性分析
運(yùn)行工況
常規(guī)經(jīng)濟(jì)性測(cè)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(jì)算
2786*330=91.9454元/年
7）減去基本電費(fèi)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(cè)算
假設(shè)需求響應(yīng)時(shí)段為上午9:00-11:00及 下午14:00-17:00；
儲(chǔ)能需要調(diào)整原有的充放電時(shí)間
詳細(xì)列表
收益測(cè)算
1）儲(chǔ)能部分
根據(jù)上表：峰谷價(jià)差收益=1178元
2）需求響應(yīng)部分
09:00-11:00時(shí)段，實(shí)際與基準(zhǔn)負(fù)荷差平均值500kW;
14:00-17:00時(shí)段，實(shí)際與基準(zhǔn)負(fù)荷差平均值1633kW;
根據(jù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)方案 計(jì)算方法，只能取響應(yīng)時(shí)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(chǔ)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(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)取最小值計(jì)算是否合理？
假設(shè)可以按照響應(yīng)時(shí)段的平均值，那么計(jì)算如下：5900/5=1180kW
收益為1180*（10-20）=11800-23600元
儲(chǔ)能系統(tǒng)年122.5207-157.9207元。
七、總結(jié)
1、用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求響應(yīng)，經(jīng)濟(jì)性可行；
2、案例中，下午時(shí)段，用戶側(cè)負(fù)荷曲線比參考曲線有很大幅度降低，但是儲(chǔ)能系統(tǒng)受到上午時(shí)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(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)為準(zhǔn)，僅供參考。
4、其他地區(qū)參照計(jì)算。
