摘要：事实表明，当前电网运营商需在确保电网可靠性与应对前所未有的需求增长之间寻求平衡，尽管传统的需求响应计划在过去几十年中为公用事业公司提供了有效服务，但可再生能源的持续整合以及极端天气事件频发，都要求采取更为复杂的解决方案。在这一背景下，储能系统成为这一转型过程中

中国储能网讯：事实表明，当前电网运营商需在确保电网可靠性与应对前所未有的需求增长之间寻求平衡，尽管传统的需求响应计划在过去几十年中为公用事业公司提供了有效服务，但可再生能源的持续整合以及极端天气事件频发，都要求采取更为复杂的解决方案。在这一背景下，储能系统成为这一转型过程中的关键工具，为需求管理提供了更为动态且可靠的途径。

传统的需求响应计划主要依赖于公用事业公司对工业负载的控制、用户的自愿减载以及诸如分时电价等激励措施。然而，这些方法正面临着灵活性受限、复杂度提升等日益严峻的挑战，这促使公用事业公司积极探索更为智能化的解决方案。从基本的负荷削减到智能、自动化的电网管理，这一模式正在发生深刻转变。

储能系统能够即时响应电网信号，实现精确负荷管理，同时确保不会干扰终端用户的正常操作。根据咨询机构Wood Mackenzie和美国清洁能源协会发布的报告，2024年第二季度，美国部署了3GW/10.5GWh以上的储能系统，与2023年第二季度相比，装机容量和储能容量分别实现了74%和86%的大幅增长。

当这些储能系统得到战略性部署时，它们能够提供亚秒级的响应时间，用于需求管理、频率调节和电压支持，这是传统需求响应计划所无法比拟的。而这一模式的转变恰逢其时，因为北美各地电网运营商报告指出，随着天气变化变得更加极端，传统的需求响应计划已难以满足电网可靠性要求。

2024年夏季，多家大型公用事业公司遭遇了创纪录的电力需求高峰，这导致传统的需求响应计划不堪重负，部分地区甚至出现了可控的停电。

然而，那些拥有集成储能系统的公用事业公司则展现出了更为显著的弹性。例如，落基山电力公司计划在2025年至2028年期间部署213MW储能系统，以提高电力需求的响应能力，旨在确保关键设施的服务并提升客户满意度。

这种方法有助于推迟成本高昂的基础设施升级，并减少峰值期间的电力采购，从而有助于稳定电价，关键在于将储能技术与先进的控制系统相结合。数字化平台能够将成千上万的分布式发电设施整合成虚拟发电厂（VPP），在电力需求管理方面提供了前所未有的灵活性。

储能系统会根据实时电网状况、天气预报和市场信号自动优化其充电和放电过程，从而确保电网运营稳定性，同时帮助公用事业公司避免昂贵的资本投资，并减少对调峰发电厂的依赖。

根据美国能源部虚拟发电厂商业运营计划，虚拟发电厂对于解决电网面临的挑战至关重要。美国能源部在报告中指出，北美地区已经部署的虚拟发电厂已增长至33GW，并有望在2030年快速增长至80GW至160GW，这足以满足美国10%至20%的峰值负荷需求，同时降低整体电网运营成本，预计在此期间每年可节省约100亿美元资本支出。

落基山电力公司的Wattsmart电池计划正是这一转变的生动体现，该计划已被美国能源部认定为领先的虚拟电厂（VPP）倡议。通过整合分布式储能系统，该公司创建了响应迅速的虚拟电厂，能够以更低成本提供电网服务。美国能源部分析表明，从虚拟电厂采购峰值需求容量可使公用事业部门的成本比采用大规模电池或天然气调峰电厂等替代方案低40%至60%，同时为参与客户提供直接价值。

展望未来，随着公用事业公司致力于实现脱碳目标，将储能系统与需求响应相结合将变得愈发重要。储能系统能够促进更多可再生能源整合，并为替代传统的调峰发电厂提供零碳方案。

对于引领这一转型的公用事业公司而言，成功实施需要密切关注系统集成、市场设计和监管框架的完善。储能系统必须与现有的分布式能源管理系统（DERMS）平台无缝集成，同时需要恰当地评估储能系统支持的多样化服务。

通过储能系统实现需求响应的转变不仅是技术升级，更是电网管理的根本性变革。随着行业发展和技术进步，那些积极拥抱这种融合的企业将能够更好地应对未来挑战，同时为客户提供更优质的服务和价值。

来源：新浪财经