引言 Introduction

向清洁能源为主的新型能源系统转型过程中，能耗双控指标是重要的衡量指标，尤其对重耗能工业用户产生了直接的影响。从保电、供电到能源转型、改善电能质量、提高可再生能源消纳等角度出发，工业用户存在用户侧储能建设的现实需求。

重耗能用户储能项目建设必要性 Necessity

在能源系统整体向可再生能源为主的新型能源系统转型过程中，波动性、间歇性的可再生能源装机和发电比例的提升会对整个电力系统乃至电力市场产生根本性的变革。

（1）峰谷电价差进一步扩大，工业用户尤其是重耗能工业用户用电在集中负荷时段的用电成本大幅上升

2021年6月11日，为了优化电力配置、节电力供需矛盾，江苏省发改委《关于明确2021年尖峰电价有关问题的通知》中明确了315kVA及以上的大工业用户的尖峰电价执行时间和电价标准。7月1日到14日，当日气温达到或超过35℃时，10:00-11:00的峰段电价加价0.1元/kWh。7月15日至8月31日，上午10:00-11:00当日气温达到或超过35℃时，峰段电价加价0.1元/kWh；下午14:00-15:00，平段改峰段，同时加价0.1元/kWh。

2021年7月29日，国家发改委引发《关于进一步完善分时电价机制的通知》中，部署 进一步完善分时电价机制。上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。在该通知指导下，广东、浙江、江西、河南以及其他省份相机出台规定，进一步拉大了分时电价差。

2021年10月14日，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中明确将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。在此文件指导下，部分省市的工业电价最高上涨幅度达到了80%。江苏电力交易数据显示，2021年10月的工业用电成交价较基准价上涨19.94%。受煤电上网电价市场化改革的影响，终端用户尤其是大工业用户的用电成本将进一步上升。

可以确定，煤电仍然是中短期内的电力主体。受减排、环保等政策影响，煤电成本将会上升。完善分时电价、扩大峰谷电价差将是电力市场化改革中的基本趋势，大工业用户的高峰负荷阶段用电成本将进一步上升。

（2）波动性的可再生能源比例的提升将进一步加大配电侧保证供电电能质量的压力

一方面，波动性、间歇性的可再生能源比例的增加将进一步加大对电网的冲击。另一方面，治理波动性的新型储能系统建设相对不足，适应高比例可再生能源、多源多向的新型电力系统建设仍需要一定的建设和适应周期。用电侧尤其是大用户所面临的电能质量恶化问题可能加剧。

电压暂降是威胁大工业用户用电安全的重要因素，化工企业是受电压暂降影响等级为一级严重影响的用户，见图3.3。电压暂降会对敏感设备、敏感负荷造成严重影响。

在可再生能源比例快速提高的新型电力系统中，治理电压暂降、改善电能质量无法完全依靠电网侧解决，用户侧必须采取储能等灵活性资源与其他资源相结合来提高用户的用电质量，保障生产和设备安全。

图1 各类型用户的电压暂降影响分级

（3）能源转型期间，能耗双控等因素带来的拉闸限电风险增加，企业用户的保电护电压力不断增加

能耗总量、能耗强度是能源转型的关键衡量指标。2021年，受煤电供应、能耗双控等因素影响，全国发生了大范围、长时间的拉闸限电。对于无自备电源、无分布式能源的大工业用户，拉闸限电直接影响了企业生产。除了计划性停电之外，非计划停电包括紧急拉闸限电对于企业用户的用电安全影响更大，并可能对企业生产安全、设备安全造成严重影响。

作为一种电能储存系统，电池储能可以通过提前储存一部分电量，用来为拉闸限电期间的敏感负荷、必备负荷提供用电支撑，并可为外部电力突然断供情况下提供紧急支撑，有效避免外部电源突然消失带来的系统损害。

能源转型是一个长期的过程。转型过程中，由于传统能源的压减和可再生能源的相对可靠供应能力的不足，全面性和局域性的拉闸限电现象在中短期内将持续存在。企业用户尤其是大工业用户有必要通过用户侧储能项目提高自身用电可靠性。

（4）工业用户从统购电力的消费者向产销一体的“产消者”转型，需要储能手段治理可再生能源出力波动，提高消纳能力

在清洁能源转型、能耗双控以及企业通过能源投资拓展收益等因素的驱动下，企业用户尤其是大工业用户利用闲置的土地、屋顶建设分布式能源站势在必行。由此，企业用户将从传统上从电网购买电力的消费者向自产自消的“产消者”转型。

企业建设分布式光伏等波动性发电资源时，在自发自用、余电上网模式下，在电力系统灵活性不足时，光伏、分布式风电的出力波动性和间歇性将可能产生弃电、供电可靠性的风险。储能作为最重要的灵活性资源之一，可以有效平滑光伏出力，提高光伏发供电可靠性，从而有效提高光伏发电消纳能力，提高整体能源利用效率，有助于降低整体碳排放水平。

（5）在灵活性资源赋能下，企业用户通过资源聚合灵活参与电力市场，拓展企业收益来源

传统电力系统中，企业用户作为负荷方，单向地从电力系统获取电力。在新型电力系统和市场机制下，企业用户通过分布式发电、用户负荷、储能和需求响应等灵活性资源的聚合，作为电力市场的参与方，可以广泛参与容量市场、辅助服务市场，从而获得服务收益。

在这种资源聚合中，储能是最重要的灵活性资源。在储能的赋能和灵活性调度下，企业用户可以整体转变为可预测、可控制的能源供应、能源消费和电力服务提供商，通过聚合服务获取综合经济效益。在传统电力系统向灵活性的新型电力系统转型过程中，具有最高灵活性能力的用户将从电力市场中获取最大收益。2021年4月21日，国家发改委《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》明确提出了到2025年实现新型储能规划化发展转变目标。鼓励分布式能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等终端用户探索储能融合发展新场景，鼓励通过聚合资源，依托大数据、人工智能、区块链等技术，结合体制机制创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。文件明确新型储能的独立市场主体地位、健全新型储能价格机制、激励机制。可以预见的是，用户侧新型储能项目在可见的将来将具备更多的电力市场服务能力和收益来源，进一步提升储能项目全生命周期的投资收益率。

储能配置策略 Solution

典型的重耗能用户的特点：

（1）负荷特点。负荷稳定，全年波动性较小，典型月、典型日的负荷曲线较为平滑，不存在较大的波动。

（2）需量特点。由于负荷较为稳定，用户的计费容量和实际负载率之间的差值很小，工业负荷基本能够较为充分利用所购买的变压器容量。

（3）电价特点。重耗能用户一般执行大工业电价，大工业分时电价随着电压等级的降低而升高。在居民、一般工商业、大工业电价中，大工业电价的电价差一般最大。

（4）分布式能源建设。重耗能企业是“能耗双控”影响最为严重的企业，随着能耗双控考核的常态化、工业电价上涨、峰谷电价差进一步拉大等因素的影响，工业用户有强烈的分布式可再生能源建设需求。

（5）电能质量特点。受区域电网和配网基础设施、区域内电源和负荷分布等特点影响，往往都存在电能质量问题。而工业生产过程中往往存在敏感负荷、敏感设备，对电能质量要求较高。

重耗能用户对用户侧储能的关注点：

（1）改善电能质量，治理电压暂降等问题，避免电能质量对生产过程和设备安全造成影响。

（2）关注拉闸限电下的保供电和断电保护作用，避免拉闸限电对敏感负荷、必要基本负荷的影响，尤其是非计划紧急停电下的断电保护和用电紧急支撑。

（3）关注绿电出力和消纳，包括储能的灵活性响应治理分布式可再生能源的波动性和间歇性，最大程度保障清洁电力的消纳和最大化自用水平。

（4）对峰谷电价差套利带来的套利不敏感，对工业负荷聚合参与需求响应不积极。现有市场机制下，尚无用户侧基于源网荷储一体化整体参与电力市场的冲动。

重耗能用户侧储能项目的投资关注点：

（1）在盈利模式上，仍然以峰谷电价差作为主要服务和收益来源，这是目前最为明确和显著的具有直接经济效益的盈利方式。随着工业电价的提高、峰谷电价差进一步拉大，其总体效益将会进一步改善。

（2）在改善电能质量上，一方面用户侧储能作为独立系统治理电压暂降的作用有限，往往需要与其他动态电压调整和恢复装置配合才能达到较好的补偿效果。但相应的收益方式较难测算，且改善电能质量的好处主要归属用户，难以对投资方的投资效益产生直接作用。治理电压暂降的投入往往需要看用户“是否”买单，但这项投入往往较为巨大，且收益方式难以测算。

（3）重耗能工业用户的用户侧储能要避免产生新增容量成本费用。如前所述，工业用户的计费容量和实际负载之间的差值较小，这意味着大规模的用户侧储能项目将产生巨大的新增容量费用成本，从而导致项目在投资收益率上不具有可行性。一种比较经济的投资方式是最大化利用用户的计费容量（利用储能的灵活充放电特点将计费容量实现接近100%的充分利用）。此时，以电价差套利的盈利模式可能具有投资收益率可行性。

（4）需要关注用户侧储能对于重耗能用户能耗双控的影响。用户侧储能本身不能降低用户的电量消耗，但可以降低用电成本。用户侧储能投用后，由于系统本身的损耗和电量消耗，会带来工业用户总体能耗总量和能耗强度的增加。在项目投资测算中，要关注相应的红线，避免对工业用户的能耗双控产生实质性的本质性的影响。

（5）需要着重关注安全和可靠性，包括电池系统、PCS系统、消防系统安全和可靠性，提供合理的设计方案和充分的理论和实践依据、运维体系保障整体安全，必要时应设置纵深防御，及时发现并处理风险，避免影响工厂生产、设备、人身安全。

（6）其他需要关注的包括土地属性、环保要求、节能要求、社会影响等。

重耗能用户关注的其他效益 Other Benifits

治理电压暂降，改善电能质量

储能作为恒压源，与动态电压恢复装置（双电源切换）和监控系统（数据采集、协调控制）相结合治理电压暂降。其工作原理：

监控系统采集电网数据。系统侧电压扰动时，动态电压恢复装置切断，转为恒压源（储能）供电；系统侧电压恢复正常时恢复系统侧供电。

1)储能系统治理电压暂降具备以下优点:

2)完全治理单相/三相0-130%（跌落，中断，骤升）暂态电压扰动治理补偿；

3)系统2ms响应时间，确保无缝切换，保证负载不间断供电；

4)整机高达99%运行效率，确保供电可靠性的同时可节省大量电费；

5)工作模式多样化，可实现暂态扰动治理，容感性无功补偿，谐波补偿；

6)基于DSP 全数字化控制，信号采用光纤传输。保证运行稳定性和可靠性；

7)模块化并联设计，利于后期扩容，提高设备的安全运行。

提高厂区用电安全及用电稳定性

本项目储能电站采用磷酸铁锂电池作为储能元件，在电力处于“谷” 时段蓄电，在电力处于“峰”时和“尖”时段放电，实现电力削峰填谷，这不但可以降低电网的峰值负荷，有利于电网的安全运行。

在此基础上，储能电站还可实现电力“储能+”服务收益：如应急电源支撑、参与需求侧响应、变压器降损、无功补偿等服务价值。

应急电源支撑：突发电网故障，可作为应急备用电源。

需求侧响应：在高峰时段参与电力需求侧响应，获取政府补贴收益；实现峰荷转移，提高终端用电效率。

变压器降损：通过削峰填谷，将变压器部分峰电损耗转移到谷电部分，从而降低用户用电成本。

无功补偿：PCS 调节无功因数，提供无功补偿功能；降低输电线路耗损。

未来可叠加服务和收益 Stacked Services and Benifits

需求响应

根据2018年江苏省电力需求响应实施细则，按照调控时间（≤60分钟，60-120分钟，>120分钟签订合同，奖励标准分为3档，分别为10元/千瓦、12元/千瓦、15元/千瓦）。储能可以有效削减用户高峰、尖峰时段负荷，从而参与需求响应并获得收益。

奇美化工目前原则上不参与需求响应。储能项目投用后，通过与非敏感负荷部分相结合，具备参与需求响应的能力。

电网辅助服务

在辅助服务市场的建设期，江苏将进一步完善辅助调峰、调频等电力市场品种，推动工商业用户参与用户侧需求侧响应，建立健全市场化机制，充分调动各类资源尤其是储能等新型调峰资源参与调峰，促进可再生能源消纳。本储能项目作为用户侧灵活性资源，可以灵活参与启停调峰，有效促进可再生能源消纳。

虚拟电厂

通过分布式光伏、用户侧储能以及工业负荷的有效资源聚合，可以建设成为工业用户多种资源聚合的虚拟电厂，充分参与电力市场并获得多种收益来源。