136号文下的工商业电价及储能发展

4月25日下午，厦门新能安科技有限公司于杭州举办“做时间的朋友”工商业储能全生命周期闭环解决方案发布会。

此次发布会上，厦门新能安联合生态合作伙伴发布了集“开发，建设，投资，设备，运营，保险，回收”于一体的全生命周期闭环解决方案，得到了行业极大的认可。60余家企业现场完成战略合作签约，带动了工商业储能的未来发展。

黄师傅有幸受邀参加本次发布会，并以“136号文下的工商业电价及储能发展”为主题进行了分享。征得主办方同意，现将演讲逐字稿及对应材料发布于本公众号，供大家参考。

大家好，我是黄川黄师傅，曾在国家电网工作，目前自己全职内容创业，在公众号和视频号上做了个IP，叫黄师傅说电。

很高兴参加本次储能大会，希望接下来的分享内容能给大家带来帮助。

我的演讲题目是136号文下的工商业电价及储能发展，这里面有两个主体，一个是与新能源有关的136号文，一个是用户表后的工商业储能，二者并没有直接的联系，所以需要找到一个媒介架起桥梁，好让这份2025年最重要的行业文件能够对工商业储能的发展起到一定的引导作用。

而我觉得工商业用户的电价就可以充当这个角色，毕竟事关电价的改革最终都会体现在工商业用户的到户电价中，而用户到户电价的分时价差又是工商业储能收益的重要来源。

那么首先我们先来看看一个事关新能源收益的136号文对我们工商业终端用户的到户电价会带来哪些影响。

我们先借着这张图中的结算公式来总览一下136号文，公式上面的部分有关新能源场站发电量的收益，分为场内的市场化交易和场外的机制电价补偿。

下面的几条线标出的是对工商业用户电价的影响。

我们肯定清楚最右侧这条红线，因为文件中明确了场外机制电价的补偿费用会纳入到系统运行费里。

所以136号文落地后，工商业用户的系统运行费里肯定会多出一个二级子项。

但这个折价具体能有多少呢，我尝试做了一些比较粗的量化。

136号文提及每年纳入到机制补偿的电量与当年该地区的非水可再生能源消纳指标挂钩，咱们暂且就把全部消纳指标电量都纳入到机制里。

每度电要承接的补偿差价等于机制电价减去同类项目的实时交易均价，机制电价我们先统一用当地的燃煤基准价，而交易均价区分一下风电和光伏，2024年的部分现货省的数据放在这里，风电实时均价都是高于光伏的，也就是说风电的补偿差价要低于光伏。

这些总补偿费用的承担对象就是工商业用电量。

中电联发布的2024年全国第二产业和第三产业也总用电量占比为83.45%，结合这些数据推算一下这个折价能有多少。

如果这些项目都是风电的话，那么结算差价会小一点，这样折价就小一些。如果都是光伏的话，差价会高很多，补偿折价也会高很多。

虽然我的量化有很多预设，但总体测算下来也是有几分钱的，因为不同地区的消纳指标不同，指标百分比较大的西部和北部新能源大省的用户补贴压力要高于东中部省份的。

我们再看第二个影响，事关交叉补贴，交叉补贴是工商业用户来承担的，用于补偿居民和农业用户的购电成本。

居民和农业用户属于保障性用户，也就是优先购电用户，那么就要优先匹配到价格较低的优发电源。

之前新能源中的保障性收购电量就在这个优发序列里，而且基本是当地燃煤基准价的水平。

但现在全部电量都成为了市场化电量，不再属于优发范畴，那么也就是说居民农业用户的购电成本会被抬高。

但居民和农业用户现在依然执行较低的目录电价，所以这里面包含的交叉补贴就会增加。

反映到工商业用户的到户电价中就是第三监管周期内的交叉补贴新增损益和第四监管周期的输配电价基期交叉补贴。

再看第三个影响，事关市场分摊费用。

一个电力市场的运行，除了市场内的发用两侧交易费用外，还有一些需要某类主体来承担的费用，比如某些成本补偿类、考核类、结构性偏差类以及辅助服务费等。

就以成本补偿和辅助服务为例，这些需要分摊的费用，在136号文之前面向的对象是非市场化上网电量和全部工商业电量，非市场化上网电量中就包含了保障性的新能源的电量。

当136号文执行后，全部新能源电量都是市场化上网电量了，不再有非市场化的部分，相当于分摊的分母小了，而工商业用户依然是分摊对象，势必分摊的压力就会变大。

最后一个影响事关交易电价，我们还是要先抛开一个误区，就是很多人说136号文把新能源电量全面推进市场后，电力现货市场的价格就会马上降低。

这个认识要注意时限，短期内是不会的，因为电力市场出清价格所依据的是全部电量，包含了非市场化的部分，并非是仅通过市场化电量来出清市场结果的。

而不论是不是市场化电量，新能源电量因为边际成本为零，在出清序列上都是在前面排着的，所以会影响未来电价的不是存量新能源电量的身份转化，而是更多增量新能源电量的入市才会对市场价格带来影响。

就像这张图下面的两条曲线，因为增量新能源电量的涌入，只要其增长率高于社会用电量的增长率，那么势必会挤占火电的市场份额，使得部分交易周期的出清价格是由新能源机组来定价，届时整体的市场均价会降低。

但136号文还有这么一句话，放宽现货市场价格限制。

如果这条先执行了，那么申报价格上限的提高就会在短期内抬高整体的市场价格，因为那些高价交易周期的定价机组是火电。

总结一下，136号文对工商业用户到户电价的影响，四个方面，分别是可能因为现货价格放宽而导致的交易价格短期上浮，必然会出现的系统运行费补偿差价结算子项，以及交叉补贴的增加以及市场化分摊费用的上涨，反正都不算利好。

可见，一个工商业用户到户电价组成的5部分，交易电价、输配电价、上网线损费、系统运行费和附加基金都将直接或者间接地再为新能源买单。

所以在国家能源转型，实现能源安全的要求下，工商业用户所承担的社会责任，真的是功不可没。

好，我们目前所提及的到户电价，可以理解为工商业用户的度电电价，也就是平时段的价格。

而与工商业储能关系非常大的分时电价就是基于平时段所展开的，所以第二部分我们聊聊当下的到户分时电价。

我们也清楚工商业用户采购电量有三种方式，可以成为直接交易的批发用户，但这需要门槛而且现在这样做的用户并不多。也可以是电网代理购电用户，这部分用户的分时电价最明确，每个月都公布。还有更大的一块就是售电公司代理的零售用户，这也是工商储能项目开发所要面对的主要群体，所以我们主要聊聊他的分时电价。

一张四象限图，先区分好某个地区某个售电公司给到某个零售用户的零售套餐，最终形成的零售电价形式是什么样的。

一口价的意思就是一个价格，然后基于此再形成分时电价。

分时电价就是自动形成分时，不需要再进行系数的相乘。

而价格的形成可以是直接填数的固定式，也可以是与电力市场价格联动的形式。

如果是零售直接分时了，那么剩余的输配电价，线损，系统运行和基金是否要继续浮动要看当地具体规则。

比如山东，线损，容量补偿和系统运行费里的煤电容量费和抽水蓄能容量费这四部分是要浮动的，其余不要。

如果是零售一口价，那么这个一口价叠加剩余其它价格组成平段电价，再根据当地的分时电价政策来形成最终的分时到户电价。

至于哪些部分要乘以浮动系数，各地规则不同，比如浙江全部都要参与浮动。

所以结合目前各省零售电价和行政分时政策，我们可以总结一些趋势，零售电价正在和批发侧现货价格强关联，相当于挤压售电公司利润空间。但因为目前中长期的高签约比例以及中长期分时电价差价不明显，导致直接透传到终端电价就不会有明显的分时价差，湖北就是个例子。

所以为了维持终端到户电价依然有可观的分时价差，行政分时电价政策还有它的历史使命，那么工商业储能看重的价差在某些中电省份就依然还会存在很长的时间。

既然今天的会开在杭州，所以有必要讲讲浙江25年的零售规则以及分时电价，挺有看点的。

这个分时时段和浮动系数图浙江的朋友会很熟悉，去年3月份陆续执行的。我们看1月份，先不考虑元旦和春节的深谷电价，一共是尖峰平谷四个费率段。后半夜开始有连续8小时谷段，然后上午2小时尖峰，一充一放。中午2小时谷段，下午2小时尖峰，又一充一放。这两充两放也就把浙江充放成了工商业储能应用的红海。

我们再看25年浙江零售用户分时电价的一个变化，25年的交易方案里有这么一句话，白色的部分不念了，看标黄的部分“以上述用电价格作为平段价格，叠加同电压等级、同用电类型代理购电用户当月的尖峰、高峰、低谷、深谷等时段价格与平段价格之差，形成分时结算价格。”什么意思，就是不管你零售套餐形成了什么价格，3分钱也好，5毛钱也罢，不同时段间的价差是固定的，统一为同类型代理购电用户当月的价差。

24年获取平段电价后，整体乘以浮动系数来形成最终的到户分时电价，是个乘法。

25年变成了获取平段电价后，加上一个由别人决定的分时价差，是个加法。

这是浙江25年零售的一个变化，全国首创。我们再来看另一个全国首创，零售参考电价。

这是浙江零售规则里截取的零售参考电价形成规则，很多描述配上很多公式，不好理解。

尝试先把他总结一下，那就是售电公司定套餐规则，但定不了最后的具体价格。

每个零售用户每月面对相同的48点零售分时参考电价，也就是半小时1个参考价，这个价格完全由市场形成。

然后再根据自身在当月48个时段的实际使用电量来求取唯一的零售参考电价，这就是浙江的零售，千户千价。

具体的形成过程展示在这里了，时间关系就不再赘述了。总之，就是浙江的全部零售用户共享同一组48点的零售分时参考价，然后根据自身的月负荷48点电量对应这48点分时参考价来形成自己独一无二的零售参考价，再以此为基础形成零售电价。

我们来看下1月份浙江零售用户面对的相同的48点零售分时参考电价，最低点在中午11:30-12:00时段，3毛多一点点，最高点在半夜11:00-11:30时段，5毛多一丢丢。整体的算数均价也就4毛多一点，也就是说如果用户全月用电曲线是一条平线，每个时段的用电量是一样的，那么属于它自己的零售参考电价就是4毛多一点。

假如说某个用户用电量只在中午这个半小时时段，其余47个时段都没有用电量，那么它的零售参考电价就是3毛多，也就是可能获取的最低价。反之最高价就是这个5毛多，也就说全部零售用户，虽然48时段用电量分布不同，但最终的零售参考价始终会落在这最低和最高的范围里。

为什么要讲这个事儿呢？你想想，今天浙江零售参考价的形成是和用户48时段的用电量分布有关，分时参考价低的时段如果用电量高，分时参考价高的时段用电量低，那么用户可以获取的零售参考电价是不是就低了？

你再想，工商业储能是干嘛的，不就是削峰填谷么？也就是说依据到户分时电价而制定的储能充放电策略是不是还有可能把结算的电价搞低。

也不一定！

把1月份浙江24小时分时时段的划分当做背景嵌入到这个图里，我们会发现，最低分时参考价发生的时段确实在行政分时时段的谷段，但最高并不是，晚上11点那个时段是人家行政的平段。

按照常规的两充两放考虑，我们看午间谷段充电，然后下午尖峰放电，确实是将相对较高的零售参考电价时段的电量挪到了到相对较低的零售参考电价时段，但之所以是相对较高那是相对于中午这几个时段说的，下午尖峰这4个时段的零售参考价都没咋超过平均数呢。

再看后半夜充电，上午尖峰放电，这充电的俩小时你放在哪可就有讲究了。放在0点开始的4个时段，那个价格还挺高呢，这种腾挪不但不能够降低零售电价，反而还会抬高它。

挺复杂吧，这么短的分享时间我为何要讲这些难以理解的东西，其实就是我想表达的最后一部分内容，未来工商业储能乃至分布式光伏项目开发可能会出现的一些转变。

那就是关系不再为王，市场最终稿会筛选出更具备技术能力，更有综合服务意识的开发商。

而项目的开发也将从独立的工商业储能项目，转向光储充等一体化的小型微电网，最终成为聚合资源，构成某个虚拟电厂。

我们再看微电网或者虚拟电厂最重要的两个电量，一个是下网电量，一个上网电量。面对下网电量，目的要降低这些电量的成本，也就是用户降低用电成本；面对上网电量，目的是要提高这些电量的发电收益，也就是让用户由消费者变成生产者。

要实现这些，就要使得这个网侧的交换功率可控，使其不论是下网还是上网都要跟随市场价格信息，成为聪明的电量，而整个表后资源里最灵活可控的资源就是储能，所以就算不再是独立的储能项目开发，储能也还是全部表后资源里最重要的那个全控点。

虚拟电厂参与市场交易还有些远，不过这并不妨碍我们先建立好资源，运行好资产，做好用电成本的管控。

这是一个工商业储能可能对用户电费所带来的影响，不论是零售电价，电量电费、基本电费还是力调电费，不论是电量需量容量，无功还是有功都有它可以用武的地方。

而一个工商业储能，不仅可以削峰填谷、调节需量，还可以在短期软增容，调节电能质量甚至离网重要负荷保电等方面都发挥它的价值，而这些价值的体现需要开发者有慧眼，能够识别出不同的场景，这都需要更加专业的技术能力当然也离不开更加出色的储能产品。

可见，仅仅知道谷电峰已经无法满足新时代工商业储能的开发，它需要关联更多有关电力市场交易，有关用户电费管理的内容，对从业者的要求更高，但一旦跨越了认知门槛后，围绕业务形成的护城河也会更深更宽。

作为一个开发者，你是去一个门槛略低但人人趋之若鹜的众争之地，还是来到一个需要耐心需要积累，需要长期主义的希望之所？

也许就如今天的主题，只有时间才能给到我们答案，所以选择做时间的朋友，慢慢耕耘，静待花开，或许是更好的选择。

好，我今天的分享就到这里，谢谢大家，我是黄川黄师傅。