图1 需求响应典型日的用户负荷曲线

Fig.1 User load curve on typical day of demand response

图2 应急供电典型日的用户负荷曲线

Fig.2 User load curve on typical day of emergency power supply

3.3 经济性分析

对该用户2019年上缴电费整理分析，该用户在每年7月和8月为用电高峰期，如表7所示。为更好地反应储能用户参与辅助服务的经济效益，选取8月份实际用电数据与模型配置结果进行经济性分析。

表7 某大工业用户2019年度用户电费统计

Table 7 The electricity bill statistics of a large industrial user in 2019

3.3.1 辅助服务效益分析

在上述章节的优化配置下，用户侧储能8月份不同辅助服务的收益对比如表8所示。

表8 不同辅助服务收益占比

Table 8 The proportion of benefit from different ancillary services

由表8可知，在用户侧储能的收益来源中需量管理仍占最大比重。其原因在于：大工业用户在生产作业过程中，最大负荷的使用时间较少，但两部制电价中的基本电费却取决于最大负荷的数值。利用储能的灵活性，在用户用电高峰时段对储能放电，有效地降低用户最大负荷，从而减少基本电费[27-29]。另外，对比其他地区[22]分时电价水平，该用户响应的是为农产品电价优惠，故峰谷电价差没有其他地区大，导致峰谷套利收益较低。需求侧响应和应急供电的收益之和占八月份用户收益的44.189%。由此可知，用户侧储能参与需求侧响应和应急供电可给用户带来较高的收益。政府可通过对响应电价的合理设置，激励储能用户参与电网辅助服务项目中。

3.3.2 电价政策对储能效益分析

广西大工业用户采用的是两部制电价享有分时电价优惠政策，与其他地区采用两部制分时电价收益有所不同。现综合考虑其他地区分时电价的设置对该用户收益分析，其中分时电价如表9所示。

表9 峰-平-谷电价政策

Table 9 The peak-flat-valley electricity price policy

该部分内容仅考虑电价政策的变化对储能经济效益的影响，不改变储能在容量配置阶段的参数设定值。在需求响应和应急供电约束中同样设置13:00—15:00为需求响应时段、15:00—16:00为保电时段。4种不同辅助服务的效益对比如表10所示。