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这一周持续高温，国内很大地方进入烤肉模式，持续高温。由于大量空调的使用，广东、江苏、北京等地的用电负荷不断刷新历史最高纪录。
15:50 上传
在江苏,受持续晴热高温天气影响，近日江苏电网负荷四次刷新历史记录，7月26日，电网调度负荷达到历史新高9244万千瓦，较2015年高9%，为缓解电网运行压力，7月26日下午14：00-14:30，江苏省经信委、江苏省物价局、江苏省电力公司启动了2016年首次全省范围的电力需求响应，实际响应负荷352万千瓦，参与用户达到3154户，圆满实现了响应目标。本次需求响应包含约定响应和实时响应，其中约定响应参与普通用户248户、负荷集成商24家（集成用户1035户）；实时响应以空调负荷为主，参与非居民用户1550户和居民用户321户。经初步统计，约定响应负荷331万千瓦，实时响应负荷21.39万千瓦，实际响应负荷达到352万千瓦，有效降低电网峰谷差18.47%。
首先要了解一下需求侧响应是什么一个东东: 电的性质，是即发即用。在过去，由于夏季用电负荷的激增，就不断的增加发电能力和电网的传输能力，实在不行，就用行政手段拉闸限电（有序用电）。电力需求响应是电力用户根据电力市场价格信号或激励措施，改变其用电行为，减少或增加用电强度，进而促进电力供需平衡、保障系统稳定运行的行为。与传统的电力供求矛盾突出时实施有序用电方案以减少用电负荷这一行政手段不同，电力需求响应属于市场手段，由满足一定条件的电力用户自愿申请参加。
我们的现在的电网，为了可持续性发展，为了气候变化和控制雾霾，一方面在进行供给侧改革，即不断提高再生能源的发电比例，降低煤电在能源市场的比例；另外一方面，也进行需求侧的改革，例如分布式的发电、分布式储能和需求侧响应等。国家电网在江苏全省，南方电网在广东的佛山等地都已经开展需求侧响应。其中江苏省的需求侧响应走在全国的前面。
江苏省的电力需求侧响应政策是在日公布的
15:51 上传
该文件的对需求侧响应的背景、目标、准入条件、响应的方法和补贴政策做了明确的规定。具体的政策大家可以百度 苏省的电力需求侧响应政策 去了解详细的内容。其中对于需求侧响应的时间段原则上载10:00-15:00，其中约定的需求侧响应1天不多于2次，累计不超过2小时；事实需求侧响应每年度不超过10天，一天不多于2次，1次不超过30分钟。这对于以削峰填谷为盈利点的大部分储能项目来讲就是小菜一碟。按照南都电源吴贤章介绍，南都的铅炭电池在放电深度为50%时候，循环次数可以达到6000次，加上BMS、PCS等设备成本的下降，使得度电储能成本降到0.5元以下，在峰谷电价差较大的地区运营储能电站已经具备了良好的经济性。铅炭电池组成的储能系统可以做到每天放电6-8小时，每年可以做深度放电365次。需求侧响应这种这要求一年要求几十次，一次一两个小时的需求，对目前的依靠削峰填谷盈利的备电6-8小时的储能系统来讲是完全没有问题的。除了南都电源，国内的几个大家的铅酸电池企业例如双登集团、圣阳电源和美国C&D等公司都在铅碳电池上做好了技术储备。
根据江苏的需求侧响应政策，目前的补贴政策是按照容量计费，即每个KW每年补贴100元，也就是0.1元/瓦， 如果按照一个储能系统10年的寿命，需求侧响应的补贴基本上可以摊销完PCS和EMS等产品的费用。对于本身靠削峰填谷就已经有投资价值的储能系统来讲，这就是一个额外的Bonus。目前的需求侧响应基本是一些空调负荷的参与调节，储能系统的使用，不仅仅帮助用户侧峰值时降低负荷，而且甚至可以向电网输送电能提供容量支撑。对于江苏电网来讲，目前需求侧响应的补贴费用来自2015年开始执行的江苏的尖峰电价政策：江苏省对315千伏安以上大工业用户实施季节性尖峰电价政策，在2015年7月份模拟运行之后，8月份将正式实施。这意味着，在8月份上午10：00—11：00和下午14：00—15：00各1小时尖峰时间段里，如果南京日最高温度超过35℃，则全省工业用电大户的电价将在峰期电价的基础上每度加价0.1元。对于国网，这是羊毛出在猪身上的一个一本万利的好政策，可以降低由于一年几十个小时的尖峰需求；对于参与需求侧响应的用户和储能公司，需求侧响应的补贴增加了一份额外的收入；对于大部分的工业用电客户，在今年尖峰需求刷新高的情况下，过去的野蛮拉闸限电限产的有序用电政策没有执行；对于电厂来讲，也不需要提供投资回报率偏低的备用容量。这是一个皆大欢喜的方案。
中国的工业用电每度0.58元，而美国在2015年工业电价为6.89美分（0.46元）中国工业电价的成本过高，一方面是因为工业补贴家庭电价，更重要的原因是发电、输电和配电的利用效率偏低，根据清华大学韩英铎院士的报告显示：
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我国城市配电线路和配电变压器年平均负荷率约为40%、30%，有些地方甚至更低。而东京为85%-75%，美国为43%。一个熟悉国网的群友说到：如果可以统筹合理充分利用资源，何必要为这短短的尖峰时刻去大建大设，现在的轻载主变数量是重载的2倍不止！ 需求侧响应和主动式的储能系统建设都会加大发电、输电和配电的效率，帮助客户降低用电成本，提升国家的竞争力。
随着江苏需求侧响应工作的试点工作的开展和未来在全国的推广，对储能市场的启动是一个利好消息，加上储能在未来参与电厂辅助服务，储能市场的经济性是毋庸置疑的。但目前的挑战不在储能本身，而是老代在另外一篇文章里
讲过的，如何在短期内处理各个利益团体的关系，反而是目前的重点。
老代也就是抛砖引玉，希望大家在评论里留言，集思广益，分享您对该话题的观点，多谢。
如果大家还有好的想法，欢迎大家关注本公众号，联系 电源老代。
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这个电是不是发了不用就浪费了
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All Rights Reserved磷酸铁锂电池储能系统的应用
中国储能网讯：随着风能、光伏等可再生能源发电产业的快速发展，电网干扰、污染及随机性引起的弃光、弃风问题日趋严重。自2011年起，中天科技集团通过对磷酸铁锂电池为基础的化学储能系统的潜心开发、测试与运用，已攻克并不断攻克着储能系统中一个又一个应用难题。
降低成本，实现大规模应用
在锂离子电池成本结构中，材料成本占比接近75%，而包括劳动力成本、制造成本、其他成本在内总共占比25%出头。根据成本分布情况，中天科技集团（以下简称中天）针对性地采取了相应的降本措施：
中天储能采用全自动化设备。这是为降低制造成本及劳动力成本所采用的措施，与纯手工制作对比，生产效率增加50%以上，制造成本下降了7%以上，使劳动力成本下降了2%左右。自动化设备的应用，使磷酸铁锂电池整体成本下降了10%左右。
其它材料的标准化及工艺的不断优化。除正、负极材料及隔膜等主要材料外的其它电池材料和PACK用材料，中天都尽可能采用标准化材料，使电池及电池组批量制作时，成本能有较大幅度的下降，且在工艺上不断优化。在2015年，中天在材料标准化及工艺优化上使整体成本下降了约12%左右。
通过对主要原材料的改良使主材成本下降。中天通过配方改良及工艺改进，不断提高主材利用率，主材的成本上也有较大的降低。尽管2015年以来主材的价格不断上涨，但中天主材的成本占比没上升，且略有下降。
一致性好及使用寿命长，让储能系统在实际使用过程中的成本下降起着关键作用。因为中天采用全自化设备，所以在一致性及配组上得到了保证，加上中天全极耳等独创工艺使储能系统寿命达到5000次以上，大大降低了实际运营成本。
关键技术，系统具有更大优势
除了上述一些针对性降本措施，中天还就如何降低质量成本、售后成本，针对性形成相应的体系。综合所有成本的降低，中天使磷酸铁锂储能系统有更大的优势，为储能系统得到更广泛应用打下良好的基础。
储能系统调度算法是能否发挥储能系统最佳作用的关键。一般电池储能系统主要由储能电池组、变流器、控制装置和变压器组成。图2是储能系统的电路拓扑图。
以电池储能系统的削峰填谷功能为例来说明控制算法，第一是预测出的日负荷曲线，优化出24h的最优充放电策略，即每个时刻电池是否充放电，充放电的功率大小为多少。第二是实时控制，根据日前优化给出的充放电策略，以及当前的负荷值、电池状态等数据，计算出充放电功率指令并下发给每组电池。
较简单的削峰填谷方法是基于恒功率充放电方式，指在充放电阶段电池储能电站以恒定的功率进行充放电。恒功率充放电方式实现的一般步骤是：根据电池组的容量S和设定的充放电功率P，计算出总充电时间和总放电时间T=S/P。然后在负荷曲线中找到负荷最小点及负荷最大点，确定好充电及放电时间T。
如果需要根据实际情况灵活制定储能电站的运行策略，且做到合理精确，就需要采用基于功率差充放电方式的削峰填谷方法。功率差充放电方式就是根据已有的负荷预测曲线，考虑到电池组容量和充放电功率的限制，首先把进行削峰填谷的充放电功率上下限值定下来，然后与预测负荷功率曲线进行比较，在此基础上各时间段内的充放电功率就能被确定。
上述只是以削峰填谷需要合理的算法作为说明。除此之外，储能系统所要考虑的控制策略还有很多：
（1）间隙性可再生能源与储能系统的互补控制策略；（2）孤岛型储能系统控制策略；（3）区域载荷预测神经网络算法……
一系列能源与能源、能源与负载间的控制算法策略，是确保储能系统稳定可靠工作，且减少弃风弃光的前提。中天储能在这一方面设计了针对性的算法来应对不同应用条件下的储能系统。
单体电池的选择与串并联的选择，决定了储能系统可靠性及寿命。在电池储能电站系统中，储能电池由多个电池经串联成电池组后接入直流母线，然后直流母线经DC/AC逆变器接入变压器，连接到交流母线进入电网。一般DC/AC逆变器输入直流电压都在DC500V以上，用磷酸铁锂电池作为储能电池时，串数为200串左右。MW级储能系统所需的储能电量可能达到1000Ah以上。目前磷酸铁锂单体电池以几十Ah为主，所以要获得较高的容量的储能电池组时，在需多个电池组进行串联的同时，还需采取并联的方式来提高容量。
电池模块组在串并联过程中，由于串联的电池同时经过充电或放电，所以串联过程中电池的一致性非常重要。而在并联使用时，在充放电过程中功率变化、起停及其它保护机制起作用时，就会出现相互并联模组间的互充等影响。所以中天储能系统电池考虑的点有：
（1）单体电池是否能满足工作过程的性能要求；（2）电池模组、整个电池组间一致性要求如何实现；（3）单体电池及电池模组是否能满足充放电过程中功率变化、起停及其它保护机制起作用时，抑制住并联单体、模块相互之间的影响；（4）当电池随使用时间的推移，内部机理发生变化，是否能满足上述过程性能要求；（5）采用先串后并还是先并后串，先并多少、再串多少、最后并多少……
拿先串后并和先并后串来说，就有很大的不同。根据图3可以看出，先串后并安全性、可靠性更好；而容量更小、自放电更大，对BMS要求更高。如果采用先并后串则反之。
中天有专业的单体电池测试与模组PACK团队，一直为储能系统中电池串并联做深入的研究，以上述各考虑为课题切入点，系统性定义电池组串并联及组装工艺。
电池管理系统（BMS）对单体电池间均衡应如何解决。上述提到电池的一致性非常关键，但由于单体电池间总会存在差异，而且随着使用时间的推移，差异会变大。作为电池组的一重要部分电池管理系（BMS）应如何对单体电池间进行均衡，就成为了确保储能系统寿命更长的一项指标。
中天储能长期以来的研究表明，电池的一致性由诸多参数一致性来决定；在不同工作电流下所呈现的一致性是不一样的；材料、工艺差别所引起的一致性差别很大；不同时间、不同使用经历的电池有着本质的区别。
结合上述各个研究结论，有针对性地对BMS均衡功能做针对性一一设计，避免了由于这一系统的差异带来的不均衡，而不是简单的被动均衡，或主动均衡。因为目前所谓的被动或主动均衡都仅是基于监测电压来实现，从源头上就存在着偏差。当然中天所设计BMS的均衡部分硬件、算法等都需要结合储能系统的实际工作要求、使用及环境要求来进行适当调整。
锂离子电池及BMS系统与PCS的匹配性问题。储能变流器（PCS）作为电能执行系统，负责对各种能量转换，并对电池系统进行充电。所以在使用过程中怎样与电池系统进行更好的匹配，也是让储能系统工作安全、稳定可靠的关键所在。通常PCS工种模式有：
1）功率模式：以设定的有功、无功输出功率值为参考；2）调频模式：设定频率，根据频率设定值吸收或发出有功功率以调节系统频率；3）调压模式：设定参考电压，根据电压设定值注入容性或感性无功（低电压穿越、STATCOM）；
孤岛模式：脱离大电网，自行组网运行，调频调压，同步并网。在各种不同模式下，电池及BMS都是处于不同工况，且可能出现不同的起充、起放、静止、均衡、脉冲交换等特殊情况。因此，如何在BMS中控制好电压电流使其平抑过渡，如何平衡PCS充放，如何利用BMS与PCS间通信及控制策略，如何将BMS与PCS各自保护机制做到划分准确、干净实施等，都必须充分考虑。中天正着手建立各种大数据库，进行不断分析与总结，使锂离子电池及BMS与PCS做更有效的匹配。
在对储能系统不断研发与实践过程中，中天除了对上述一些实际问题设计出了相应解决方案，还进一步对其它的远程监控、云管理系统、大数据收集分析及储能电池回收等做了实际的开发与应用。这在以后的电站储能、家庭储能、通信储能及其它不同的储能系统中，不断得到应用与提升。
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3秒自动关闭窗口储能行业报告5:国内储能市场测算及储能项目经济性分析
储能将改变能源的使用方式
电力虽然是一种商品,但其生产、运输、几乎在同一时间完成,故经营上和一般商品也不一样。电力储存是近百年的难题,影响着电力的商品属性,可以改变能源的使用方式,是未来能源产业发展变革的重要支撑。其中,集中式储能电站主要配套传统电网和发电,实现传统电网的调频、调峰、削峰填谷等功能优化,或者解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题;分布式储能则包括多种类型分布式储能设备以及储能电池、不间断电源、电动汽车充放储一体化充电站等储能设施,可实现多种场景下储能设备的混合配置。
削峰填谷最具经济性且市场容量最大
目前最具市场经济性的是传统电网削峰填谷,已经可以实现无补贴的商业化推广,若“十三五”期间在大型工业城市投资储能项目,则市场规模有望达到亿元,此外,未来若在大型工业省份全面推广储能,则市场规模更可观;后备电源及UPS储能也不需要补贴,市场规模约为1000亿元;新能源发电可按一定比例配套储能,市场规模约为255亿元,但尚需补贴;另外,户用储能和充储放一体化充电站等市场规模不到100亿元,且需要补贴才能推广。
储能项目经济性分析
我们以10MWh的铅炭储能项目为例,测算其经济性:
(1)投资金额:整个系统主要包括铅炭电池、BMS、PCS、EMS、配件及其他,合计投资约1250万元,即固定成本为1250元/kWh。
(2)投资回报:假设系统折旧年限8年,项目所在地电价差0.8元/kWh,通过详细测算,项目税后累计现金流在第6年成为正值,即静态6年回收,税后IRR约为6.08%。江苏某些地区对储能项目平均有0.1元/kWh的补贴,这种情景下税收IRR可达到9.44%,已具备商业化推广的要求。
(3)敏感性分析:选定折旧年限和电价差两个重要变量,计算各种情景下的税后IRR,例如折旧年限n=10及电价差1元/kWh的情景下税后IRR可达到16.13%,这就是收益非常好的储能项目。
对于锂电储能项目,在0.8元/kWh的电价差下,初始投资成本降低到1500元/kWh时税后IRR可达到7.36%,而目前锂电储能的初始投资成本在元/kWh,这也就意味着成本还需降低一半才具备较好的盈利能力。
铅炭储能标的包括、、;锂电储能标的包括、、;控制系统与集成标的包括、、、、、、、、等。
政策落地推进或不达预期;业务发展或不达预期;行业估值中枢能否维持,在一定程度上存在不确定性。
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