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【CNESA原创】构建需求响应机制,挖掘储能参与价值
2017-12-19

2013年到2015年间,我国推动电力需求侧管理城市综合试点,转变以往仅利用行政手段落实电力运行管理的工作模式,建立了需求响应资源库和长效机制,储(蓄)能技术手段参与其中,响应所实现的临时性转移负荷量显著。以北京为例,利用储(蓄)能方式参与响应的累计响应量占整个公建楼宇总响应量的61%。在全球各开放电力市场中,储能技术已被允许参与响应为电网提供服务,并获取额外收益。在此我们将对比国内外需求响应机制异同,并探讨为促进储能技术特别是电储能技术广泛参与需求响应可做出的机制调整方向。


01

国内外需求响应机制差异

目前,我国以试点为出发的需求响应奖励支付资金来源为财政拨款,并由政府定价依响应实际效果付费,所获奖励多少取决于负荷集成商或用户当次实际响应负荷量与协议承诺响应负荷量之间的差异。由于电力市场开放程度有限,需求响应所实现的调峰价值还不能针对性指向电网所需,为调动用户参与积极性和简化项目参与流程,试点期间尚未实现定价机制向竞价机制的过度。

我国与国外需求响应机制差异


差异点

我国需求响应试点机制

国外需求响应市场机制

价格

定价机制,平均100元/kW/年。

竞价机制,奖励范围为215美元/kW/—988美元/kW/年。

启动点

97%高峰负荷以上;

35摄氏度以上;

空气污染黄色预警;

其他安全及可靠性受到影响的情况下。

上午93%高峰负荷以上;

下午97%高峰负荷以上。

提前通知时间

提前30分钟时、4小时、24小时。

提前21小时。

次数

不超过10次/年。

每类产品3-6次/年。

时长

全年不超过20小时,单次持续1-2小时。

单次持续4小时。

时间点

11:00-13:00和16:00-17:00。

16:00-20:0020:00-24:00

是否惩罚

否。

是。

奖励支付

根据小时负荷完成率,即实际响应量与承诺响应量比值,按平均每小时负荷容量奖励标准计算奖励费用;

实际未达承诺60%,单次无法享受奖励;

实际超过承诺150%的部分不再奖励。

容量付费基于年度表现和市场出清价格;

额外奖励基于100%的年度绩效,并给予额外20%容量付费奖励;

响应量付费基于每个事件实际响应量,并按5美元/kWh支付;

低于85%的年度绩效将按照承诺响应量和出清价格进行惩罚。

其他


尖峰时段最大负荷不得超过基准线。

备注:以美国BQDM(Brooklyn-Queens Demand Management project)计划和北京市需求响应试点为例对比机制差异,BQDM是布鲁克林皇后区需求管理计划,该计划2014年由纽约公共服务委员会批准。


不同于我国试点阶段定价模式下的负荷集成商培育和用户转移负荷量开发,当市场可供需求响应调峰资源充足时,开放市场采用竞价拍卖机制确定年度需求响应价格。在BQDM计划下,联合爱迪生公司采用降价拍卖形式确定价格,所有参与主体将以出清价格进行结算。


在竞价拍卖模式下,不同需求响应产品容量被拆分成块,并“一块块”进行竞价拍卖,直到容量达到最初设定的年度需求。竞价拍卖设定价格上限,所有参与者在此价格范围内进行降价报价,所报价格不得低于提前设定的价格下限,最终的出清价格是在累计报价容量最后达到该产品实际需求时实现的。


向竞价机制迈进并不是现阶段需求响应要解决的重点问题,而需求响应转移负荷真正反馈电网需求尤为关键,特别是要反映某一区域、某条线路、某一设备的实际运行需要,这还需要电网企业的积极参与。竞价机制反映了各类资源参与响应的实际价值,但储能技术特别是电储能技术参与我国需求响应试点还较难获得较高价值回报,主要原因在于:


一是需求响应未直接反应电网即时需求,通过较大范围负荷情况(如全市高峰负荷)判断启动响应的时间点较为固定。

二是基准线核算相对简化,并不能反应不同用户类型的实际需求。


02

利用储能灵活性参与需求响应

在美国,包括加州电力市场和纽约州电力市场,明确提出除可采用设备关停和降低功率等策略参与需求响应外,电池储能系统、储热(冷)系统均可参与响应并获得资金支持。储能系统也参与了我国需求响应试点,但实现高负荷转移量的用户多为建设有储热(冷)系统的用户,电储能系统临时性转移负荷量相对较低。


这主要得益于储热(冷)系统配合传统供冷模式运行过程中,可对各时段放热(冷)量进行控制,加之在建筑保温效果良好的情况下,通过停用主要用电设备并增大储热(冷)设备供热(冷)量的方式调节负荷,短时间内(如30min-1h)温度变化幅度较小且对用户影响较小,既在不影响用户体验的情况下实现了响应执行时段(30min-2h)的负荷削减,该负荷削减是在整套供冷(热)系统,即储能系统与传统供冷(热)系统的配合下实现的。


对电储能系统而言,除停用其他用电设备外,用户对电能的使用需求难以被替代,仅可通过增加放电量增加自用量来实现响应时段的负荷削减。而决定储能系统参与响应获利多少的关键则是基准线(baseline)的设定。


1

基准线决定储能收益

需求响应基准线是在非响应日中对应响应日事件执行时间段,每小时的电力负荷,需求响应削减负荷量是通过响应事件实际负荷和基准线对比得到的。途中紫色曲线为该用户基准线,蓝色曲线为响应日实际负荷曲线,实际负荷与基准负荷之间的差值即为需求响应削减负荷量。


1.jpg

 

◆  我国基准线选取原则

试点阶段,我国需求响应基准线是基于需求响应执行日开始前2天至12天的10天历史负荷数据,剔除周末、节假日,补足10天,再从10天中选择日用电负荷最大的5天的平均值作为基准。工业、商业和居民用户均按此基准线执行。


◆  国外基准线选取原则

国外成熟电力市场下需求响应基准线有多种类型,以CAISO为例,将响应时间分为工作日响应事件和周末响应事件,工作日响应事件基准线基于响应执行日开始前45天电力负荷数据,剔除周末、节假日,选取距离最近的10个相似日,在从中选出对应响应时段用电量最高的5天创建基准线。而周末响应事件则是排除工作日,选择距离响应日最近的4个相似日创建基准线。


基于调整因子的基准线:


不同的是,国外需求响应基准线还引入了调整因子,以CAISO为例,调整因子由事件发生前4小时负荷决定,即排除离事件开始最近的1小时,计算剩余3小时负荷均值,与基准线对应时段的3小时负荷均值相除,得到调整因子。调整因子乘以基准线中的每小时负荷即为用户最终基准线。参与主体拥有选择权,可选择采用调整后的基准线或常规基准线计算需求响应转移负荷量。


2017年7月,CAISO理事会正式批准了一系列市场规则,旨在帮助整合的分布式能源和并网储能技术参与到CAISO市场中来。其中,美国CAISO需求响应和分布式发电规则修改建议提出了要通过合理化基准线提高评价需求响应贡献的准确性。之前基于10日的基准线评价方法对很多大型工商业用户来说是合适的,但并不适于居民等其他用户类型。在新的建议下,居民侧基准线被调整为基于天气情况的4日测量方法,即在天气情况相当的情况下,评价响应时段的负荷削减量,并且可找到类似用户进行对照。而针对商业用户的基准线则是基于10日的情况进行评价,并且给予20%的调整空间,再加之对照组进行对照。


基于以上计算方法,要利用储能系统参与响应获取收益,关键在于增加响应时段的放电速率,降低响应时段负荷;合理安排生产,适当拉高负荷基准线;响应前几小时内增加供电储备,适当提高用电负荷,拉高调整因子。通过响应事件日储能系统充放电调整,实现基准负荷曲线与响应负荷曲线差异,决定了储能参与响应获益的多少。

2

响应启动方式影响储能收益

通过上述进基准线和转移负荷计算方法可以看出,若蓝色曲线和紫色曲线重叠则未实现负荷转移量,无法获取收益。对于非为参与需求响应而建设的储能系统来说,储能系统日常运行采用低谷充电和尖高峰发电模式,若需求响应执行时段和持续时间恰巧与固定峰值电价时段一致,将造成需求响应基准线和实际负荷曲线重叠,在不采用其他降负荷方法的情况下难以获得资金支持。


试点阶段,需求响应往往在全市大负荷或高温情况下启动,启动执行时段且相对固定,如11:00-13:00和16:00-17:00正是北京市夏季尖峰电价执行时间。该启动执行方式确实可通过需求侧负荷临时性削减缓解省市级电网运行压力,但缺少电网参与而由政府调动的削峰需求难以真实反映电网即时需求,重点线路、设备重过载运行压力也难以由其所带用户支撑解决。所以,需求响应试点实施还只能反映某一地域的全网运行需要,由面及点的针对性需求响应执行将是未来的发展方向,这都将得益于市场开放下电网的积极参与和主动实施。


在该启动方式下,若储能系统规模较小,仅可维持尖峰时段3小时内放电,将出现上述情况,即先期安装的储能系统在日常运行中已经实现了尖峰时段的永久性负荷转移,基准负荷曲线与实际响应负荷曲线一致,无法通过灵活性运行调整获取和储能系统容量相当的资金收益。


因此,为促进电储能等分布式能源参与响应并获取收益,需求响应所削减负荷指向要更加明确和细化,区域、线路和设备的稳定性及可靠性变化虽有规律可寻,但需要的负荷削减发生时间点不尽相同,需根据实际运行需要做出预判,并调动对应用户负荷参与响应。未来,在一个响应周期内,可通过响应时间段拆分让用户拥有选择参与不同时段响应的权利;针对不同类别用户(工业、商业、居民)设定不同基准线计算方法,并让用户自主选择调整方案。这将为储能系统利用其灵活性参与响应并获取较高价值收益提供支持。


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