在2030碳达峰、2060碳中和目标要求下，我国已经明确未来要建立以新能源为主体的新型电力系统，确立了光伏、风电的长期发展道路，预计“十四五”期间，光伏、风电年装机量将达到120GW。在此背景下，储能的刚需属性愈发增强。其中，用户侧储能电站是一种用于改善企业用户日用电负荷曲线，平衡其用电结构，改变其在峰谷段用电情况从而节省用电成本的有效手段。合理的配置用户侧储能系统，能有效的降低用户实际缴纳电费金额。随着储能设备相关政策不断完善，更多企业有意图通过建设用户侧储能电站来降低其用电成本，从而实现盈利目的。

       因此，我们认为有必要针对用户侧储能运行策略进行优化模拟，使得企业在储能系统运行期间尽可能降低用电成本，提高收益。

       用户侧储能通过改变用户企业用电情况，从而实现削弱用电高峰填补用电低谷。当电价处于低谷期时，用户向储能电池内充电，并在电价高峰时，将储能电池内部电量放出，降低高峰期从电网获取的电量以降低用电成本。

       根据不同地区电网峰平谷电价情况，用户侧储能主要以每天一充一放到两充两放的形式运行，其中充电集中在每日的电价低谷期，放电集中在每日的电价高峰期。

       用户的月度电费清单中存在一部分根据用户变压器容量大小或用户该月负荷最高点来收取的基础电费。其中，根据用户变压器容量大小收取的电费称为容量电费，按照用户该月负荷最高点来收取的电费称为需量电费。一般来说，用户可以根据自身用电情况来从容量电费与需量电费中选择一项进行基础电费的缴纳。在配备用户侧储能系统的情况下，用户可以在用电高峰时放电给负载，从而降低用户企业每月的最大需量值，降低用电成本。

       由此，在明确用户侧储能收益模式和已知负荷曲线的前提下，我们可以对用户侧储能系统运行进行模拟优化，使其同时通过削峰填谷和需量电费管理两种方式最大程度降低用电成本，获取最大收益，实现系统经济运行。

图3.1 优化流程图

       获取某厂区一个月内的初始负荷矩阵（24小时*31天），每一点代表31天每天24小时中每小时的负荷量，此时需量值为378千瓦，计算初始负荷成本为82250.45元。以此为基础进行经济优化运行策略，具体策略结果如下表所示。

图4.1 负荷曲线对比图

       1. 当储能系统采用不考虑需量电费管理，单纯进行削峰填谷的运行模式时，运行得出需量值为361千瓦，该模式下调整成本为78834.21元。

       2. 当储能系统采用不考虑削峰填谷，只进行需量电费管理的运行模式时，运行得出需量值为319千瓦，该模式下调整成本为79377.96元。

图4.2 不同需量对应的电费成本曲线

       用户侧储能经济优化运行策略的重点是在实现需量管理的基础上，最大程度的发挥储能系统削峰填谷的能力，使其收益最大化。

       该问题是一个典型的具有多变量，多约束条件的优化问题。该方案根据初始负荷矩阵，先计算出调整前电费成本，便于进行对比。再分别进行削峰填谷、需量电费管理两种运行模式，寻找可控需量值的区间后，在需量控制的基础上不断进行削峰填谷充放电循环，最终输出储能系统调整后的电费成本。经实例验证，单独进行削峰填谷策略或需量电费管理后的电费成本始终大于该经济优化运行策略后的电费成本。因此，当二者相互结合，相辅相成后方能寻得最优解。