引言：智能电网在当前的电力系统中得到集中性建设以及广泛应用，逐步受到更多人的关注。而对于储能系统来说，其在智能电网的规划发展中占据着重要地位，可以实现对电力不足压力的缓解，也可以在配电网侧实现网损有效控制与电网运行可靠性的增强，在用户侧，依托储能系统的建设，能够展示出较为理想的经济性。
一、用户侧储能系统的成本分析
在进行用户侧储能装置的建设与应用过程中，所产生的成本主要可以归纳为两种类型，具体如下：第一，投资成本。主要由建设变电站、设置电能转换设备、引入储能系统所产生的成本费用构成[1]。第二，运行成本。一般对基于单位容量下的用户侧储能系统年度运行成本费用进行计算。
二、用户侧储能装置的经济性模型及分析
（一）经济性模型的构建
本次研究中，旨在对智能电网体系视域下的用户侧储能装置经济性展开探究，主要提出以下模型完成分析，即有：
其中，Syear代表着储能系统的年度收益，max即为最大值；S1代表着储能装置所产生的经济效益等效至每一年的效益数值；S2代表着用户申请专用变电站后，结合储能系统的配置，当年的经济收益数值；S3代表着削峰填谷后，用户当年的经济收益数值；S4代表着依托储能系统对配电损耗进行控制后，用户当年的经济收益数值；S5代表着在减少停工时间的条件下，用户当年的经济收益数值；C1代表着储能系统的投资成本数值；C2代表着储能系统的年运行费用数值。
（二）算法分析
选用粒子群算法作为求解算法，其中，任意一个优化问题均可以视为搜索空间中的单个离子，所有粒子均存在一个基于优化函数所决定的最优值；所有粒子均存在一个速度，由其对粒子飞行方向与距离起到决定性作用。计算中，初始为一群随机粒子，结合迭代法的应用，确定出最优解；任意一个迭代粒子确定出针对性的最优解，即个体极值；对于整个种群确定的最优解，设定为全局极值[2]。
三、智能电网体系下用户侧储能装置经济性的实例分析
（一）案例简述
某企业在实际生产实践中选用“三班倒”的模式，在典型工作日内，该企业的负荷参数主要如下：第一班的工作时间为凌晨1点至次日早晨9点，该时间段内的平均负荷为3.04；第二班的工作时间为早晨9点至傍晚5点，该时间段内的平均负荷为4.65；第三班的工作时间为傍晚5点至次日凌晨1点，该时间段内的平均负荷为3.44。主要以该企业为案例，结合前文所列出的分析模型与算法，对智能电网体系下用户侧储能装置经济性展开分析。
（二）参数提取
根据前文所列出的分析模型与算法，提取在本次分析中所需要的参数，具体包括：
用户专用变电站（Dd）的单位造价为每毫瓦100万元；用户专用变电站的折旧率（γd）为3%；按照最大容量交纳的基本电费（ɑ）为每年每毫瓦36万元；储能系统的年投运次数（n）为330；配电的短路损耗（Pk）为0.024毫瓦；配电容量（S）为2×2.5兆伏安；负载侧的功率因数（cosφ）为0.9；缺电损失评价率（RIEA）为每毫瓦时8.15万元；未投储能时用户母线侧的停电率（λs）平均为每年0.35次；储能系统故障率（λb）平均为每年0.36次；配电网修复时间（rs）为6小时；储能系统修复时间（rb）为12小时；用户年度生产小时数（Ts）为8000小时；供电可靠性（As）为99.97%；保证用户正常生产的供电功率最小值（P0）为2毫瓦；单次电力中断对客户造成的经济损失期望值（Eλ）为每次200万元；变电站的建设成本（Cf）为50万元；转换设备单位造价（kp）为每毫瓦102万元；储能系统造价（km）为每毫瓦时260万元；并网设备的是资产折旧率（γp）为3%；储能系统的资产折旧率（γm）为6%；单位容量的年度运行成本（Cm）为每毫瓦2万元；储能系统功率最优值（Pmax）为1.5毫瓦；储能系统容量的最佳值（Wmax）为12毫瓦。
（三）结果分析
本企业各部分年收益与成本数据具体如下：储能装置所产生的经济效益等效至每一年的效益数值（S1）为2.3万元；用户申请专用变电站后，结合储能系统的配置，当年的经济收益（S2）为27.6万元；削峰填谷后，用户当年的经济收益（S3）为188.5万元；依托储能系统对配电损耗进行控制后，用户当年的经济收益（S4）为11.5万元；在减少停工时间的条件下，用户当年的经济收益（S5）为75.4万元；储能系统的投资成本（C1）为190.3万元；储能系统的年运行费用（C2）为3万元；储能系统的年度收益（Syear）为110万元。
能够看出：第一，对于储能系统而言，电费的节约值以及停电损失费用的共同控制、降低是其主要收益来源。当前，储能系统的效率稳定在80%及以上，虽然有着较为理想的经济性，但是这并没有达到最理想水平。实践中，若是能够将储能系统的效率提升至90%及以上，则储能系统的年度收益能够随之提升至133万元，年度投资回报率也随之表现出明显上升的水平。第二，在停电率方面，仅仅对因为配电网故障所产生的停电问题进行考量，而没有考虑由于其他原因（如错峰用电等）而生成的停电损失，所以损失值相较于因故障停电引发的损失值来说普遍呈现出更高水平。在错峰用电次数增高一次的条件下，基于减少停工时间条件下的用户当年经济收益所有增加，以此推动储能系统的年度收益增高以及年度投资回报率上升；在夏季，于缺电时期使用错峰用电的频率普遍维持在较高水平，因此储能系统的年度收益增高以及年度投资回报率相对理想。第三，在储能系统的使用年限、保修期限增高的情况下，储能系统的资产折旧率随之表现出降低状态，从而推动着年度投资回报率的上涨。第四，对于储能系统而言，在电池方面所消耗的支出在总投资成本中占据着偏高比例，属于主要投资成本，需要一次性投入3000万元的成本费用支出。基于此，应当持续对储能系统进行优化创新与技术升级，尽可能实现投资成本的下降。如果能够控制储能系统的投资成本大幅下降，则能够促使年度投资回报率随之表现出明显的上涨趋势。
总结：综上所述，当前，储能系统的效率稳定在80%及以上，有着较为理想的经济性，且随着储能系统的效率提升，储能系统的年度收益、年度投资回报率也随之表现出明显上升的水平；在错峰用电次数增高的条件下，推动储能系统的年度收益增高以及年度投资回报率上升；在储能系统的使用年限、保修期限增高的情况下，储能系统的资产折旧率随之表现出降低状态，从而推动着年度投资回报率的上涨。
参考文献：
[1]曹锐鑫,张瑾,朱嘉坤.用户侧电化学储能装置最优系统配置与充放电策略研究[J].储能科学与技术,2020,9(06):1890-1896.
[2]宋远军,何凯,石进永,等.基于成本分析的用户侧储能方案经济性评估模型研究[J].电器与能效管理技术,2020(05):86-90.
