表后光储：绝对价格OR相对价差

频繁调整的工商业用户分时电价政策给很多“分布式光伏”和“工商业储能”项目的投资和运行带来了不确定性。

各省白天高峰时段逐渐消失，低谷时段出现且不断扩大，只能在这些时段出力的光伏所抵消的网侧供电价格也随之降低。

虽然午间谷段的出现让工商业储能看到了日内多次充放电的机会，但一再缩小范围的浮动基数，配套顺价的模式，都给充放电价差带来了影响。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

一天中24小时的分时时段划分影响分布式光伏的收益，储能虽然可以响应时段的变化，但却对不同时段内的价格差距有一定要求。

虽然政策的调整难以预估，但换一个角度想，频繁调整这件事反而却成为了一件最确定的事。

我们利用前述十五篇文章一起探讨了关于分时电价的底层逻辑，从历史，当下和未来三个角度分析了这类政策的走向。

最受政策影响的表后光储不论是增量的投资还是存量的运营都需要从长计议，接下来几篇文章，我们将从电量、容量、电能质量、调节量等多个角度一起探讨下未来光储可能的应用场景。

希望能够给相关读者们带来一些启发，首篇我们先来看看光储的联合运行。

各取所长

表后的三类资源分别为分布式光伏、工商业储能以及用户负荷。

常见的运行方式下，多以光→荷，储↔荷的形式存在，就算有光+储的项目，也多是各自为战。

对于分布式光伏项目，光伏在某个时刻运行于最大功率点，向负荷提供本地电量，替代网侧电量，进而达到降费的目的。

对于工商业储能项目，储能将用户用电量从未来的某个时间段内挪动于前，因为前后时段用电价格有差异，所以可以获取调整收益，也达到了降费的目的。

二者都可以调整用户下网电量，光伏是直接削掉一部分，储能是转移一部分。

但光伏削掉的电量并不可控，取决于发电时段自身发电功率和用户负荷功率的匹配程度。

但储能则不然，理论上储能可以完成任何未来时刻用电量的前置，所以是一个可以配合负荷运行的调节资源。

光伏削掉电量所替代的网侧电量价格是整体的到户电价，但发电的边际成本为零，因为阳光是免费的。

储能在某些时段所提供的放电量却依然需要网侧来提供，所放之电是有成本的，不考虑损耗的情况下，收益就是充放电量的价格差。

可见，二者各有各的优势，但也有自身欠缺的地方。

光伏希望能够在用户电价高的时段发电，而且优在零成本，但劣在替代电量不可控。

储能希望充电时的成本尽可能低，而且优在替代电量可控，但劣在充电并不免费。

那么如果把二者的优点相结合，让储能不再以调整用户负荷电量曲线为先，而是以调整分布式光伏发电曲线为先，是否可以实现优势互补的效果呢？

小型可控自备电源

把分布式光伏和工行业储能联合于一体进行建设和运行，以便形成一个表后的小型可控自备电源。

这里面的组网形式可以分成两类，一类是光储均还是和之前一样，以交流形式分别并网，但要求二者的接入点在用户侧的末端，也就是二者整体看要与其他负荷有明显的接入点区分，如上图类型。

但如果二者能够先汇聚，再一起接入用户配网侧也可，不必拘泥于末端位置，如上图类型。

另一类就是摒弃交流汇聚，改为光伏组件和储能电池在直流侧直接汇聚，然后通过一体机单点接入用户侧系统，如上图类型。

这样做的目的就是能够让光储有单独的计量，不会和负荷电量混计于一起，也比较便于结算。

我们先假设一个普遍可以适用的场景，那就是不分任何省份的分时时段以及系数和基数等分时电价要素，统一规定光伏白天发电量要存入储能电池中，然后待晚间高峰时段再行放出。

这个控制策略对上面第三种接网形式比较简单，但对于前两种交流形式需要采集联合功率，避免光伏发电时因为充电功率不足而导致电量外溢到负荷。

那么相比于过，光储联合体就实现了光伏发电量替代负荷用电量的时段可选，以及储能的零成本充电。

我们这里把光储看成是一体的，所以不会把光伏发电的机会成本当成储能的充电成本。

那么目标点就是日时段里那个高峰时段，也就是相对电价最高的时段，光伏发电通过储能的暂存实现了发电量的时移。储能的作用也不再是为了实现负荷用电量的转移，转而开始为内部电源的曲线进行服务。

二者针对的目标就是高峰时段的负荷用电量，而且因为依然保持了零成本的属性，所以目标替代物的电价是绝对价格，而不是相对价差。

基础模型

这种方式操作起来不难，技术上不是问题，但还是要大概算一算收益情况，以免只是空中楼阁。

这里面涉及一个光伏容量、储能充放电功率和电池容量之间的匹配问题，我个人比较倾向于1:2:4的配置方式。

即光伏组件容量为1：储能充放电功率为2：电池组容量为4，比如说500W电池组件，配置1kW的储能变流器，再配置2kW·h的电池组。

每日平均约4小时的满发利用小时数让500W的组件有2度电的发电量，再通过储能变流器进行存储，晚高峰来临前准备好2度电的电池电量。

这样的2度电就抵消了晚高峰的2度电，假设高峰段单价为1元/度，也就实现了单日2元的收益。

全年下来730元的年收益，光伏投入按1.8元/W计算，储能投入按1元/W·h计算，总投入为2900元，静态回收周期约4年左右，还可以。

当然这个模型很粗糙，小方面忽略了储能充放电损耗，大方面一年内不同季节，不同月份乃至同月不同日的气象条件是不确定的，不可能每日都满足4小时的等效利用时间。

也就是说，储能电池组容量不变的话，冬天以及阴雨天存不下2度电，夏天以及晴朗天时，会有多余的发电量外溢。

实际上，真正能够在这组容量配比下实现全光伏发电量峰段自用是基本不可能的，不过不妨碍我们先将这个模型作为最理想化的参考，来看看可以做些什么来尽量让其能够工作于这个尚佳的状态。

系统微调

上面的问题就需要做好功率预测，短期功率预测要做到小时级别，即第二天每小时的预测发电量是要有的。

如果光伏发电量高过电池组容量，那么多余光伏电量只能提供给系统负荷，如果光伏发电量不足，那么还需要储能在一些低价时段进行电量补充。

相当于说，这些“多余”的发电量就是过去自发自用光伏的收益方式，而那些“不够”的充电量就是过去削峰填谷储能的收益方式。

我们刚才提出的模型是将全天光伏的发电量都统一做了峰时段自用的转移处理，如果发生上述发电量过高的情况，首先要释放的一定是白天平时段的光伏发电量，尽可能让谷段发电量都进入到电池组中。

虽然那些没能够被在峰段使用的发电量会折损一些损失，但至少具备了选择释放时段的权利，没有在午谷时段送电给负荷。

这样设计的话也就需要电池组容量能够确保全年午间谷段发电量都可以实现晚峰的释放。

如果发生发电量不足的情况，那么就需要储能电池组提前在后半夜谷段补充一定的能量，充分利用电池组容量来获取收益。

也就是说全年光伏的发电量假设为A，有一定百分比的电量A1可以拿到峰段放电的收益，其余的A2可以拿到平段放电的收益。

而储能全年的充放电量B中，有一部分就是光伏发电量的A1，因为储能的存在使得这部分发电量实现了使用时间上的腾挪，剩余的部分是传统的谷电峰用电量。

当然这里面还有不少可以优化的点，比如说可以根据当地分时时段来设计两充两放，例如在上图所示江苏的夏冬月日时段表中。

储能夜谷充电，上午光伏平段发电、储能平段放电，中午和午后光伏谷平段所发电量存入储能，峰段发电继续自用，确保储能在进入晚间之前能满电，晚峰储能放电，完成一天的发电和循环任务。

现在有一些光储系统的联合运行主要还是以更高的消纳率为主，把光伏余量上网的电量让储能暂存，然后再择高价时段放出，理论上和我们的模型类似。

不过相比于余量上网电，谷时段的发电量还是更好预测的，这也给储能的运行地带来了更多的确定性。

小结

本文并非说这就是未来光储该有的建设和运行方式，只是在原有的基础上，将二者结合，各展所长。

这样做，一定程度上可以将光伏发电量中的一部分和储能充放电量的一部分免除了各自的劣势，也就是前者过低的午谷时段抵消电量价格，以及后者被缩小的峰谷价差。

同一份电量实现了更大的收益，代价就是两份资产的投入，所以是否值得还是要好好算一算经济账的。

但除了这些更精细化的运行策略外，下面这些情况的发生也可能有助于这种想法的快速实现。

比如光储项目的投入是否在现有水平下会继续降低，那些非设备技术成本是不是会被逐渐消灭或者通过其它形式来替代。

再比如工商业用户的到户电价绝对价格是否会随着电力能源供给方式的替代而提高，新能源虽然可能会带来更低的电能量价格，但也会带来更高的系统调节成本，二者谁的影响程度更大也就会决定最终的到户价格是涨还是跌。

总之，有些地区的分时电价政策在不断调整，还有些地区虽未调整但可能要改的担忧也会一直弥漫，这让光伏储能从业者的不确定感与日俱增。

但多数省份日内峰平谷时段还是会有的，别管是政府定的，还是售电公司定的，而且整体到户的价格测算也是比较稳定的，在其它价格部分顺价的模式下，高峰到户电价也就意味着由零售高峰分时价格叠加其它价格部分所组成。

那么面对这些较为确定的时段设定和具体价格，光储联合运行时可以适应多数的局面，再加之业内对于合理收益的心理预期回归到应有的水准，那么表后光储业务的开展并非是完全熄火，大家酌情参考。

随着越来越多的电力用户直接参与市场交易，大部分用户的身份将是电力零售用户的身份，那么同为表后业务的光伏、储能以及售电就会存在交集，下一篇我们就来分析下在全面市场化交易的局面下，售电公司是如何看待表后光储的。