反脆弱：表后光储售从冲突到融合-北极星售电网

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延续分时电价底层逻辑的小专题，我们用几篇文章分析了在午间谷电成为常态、分时顺价成为必然的背景下，表后分布式光伏和工商业储能还能挖掘出哪些应用场景。

必须承认，工商业用户分时电价政策的频繁调整，确实影响了传统“自发自用”分布式光伏和“削峰填谷”工商业储能的收益。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

不过，这两类项目既然选择以下网电量到户电价为定价依据，就需要承担相应的后果。因此，分时电价政策的调整并不会让这类项目产生搁浅成本，也无需通过新政策对收益损失进行补偿，这与集中式电站的情况完全不同。

虽然高收益减少了，但好在近年来光伏和储能的建设成本持续下降，使得两者联合运行后的综合度电成本，在部分省份的绝对到户电价下，依然具备一定的投资吸引力。

为了实现“光伏发电时段不可控，但希望在高价时段发电”的目标，将光伏电量作为储能充电来源，再在高价时段放电，是这组文章在电能量应用方面的核心要点。

光储联合运行不仅体现在表后光储的逐步配对，还可以拓展到同一电力市场，甚至同一物理节点下的小型分布式光伏和储能设备，实现跨空间的源荷匹配。

除了电能量应用，光储联合运行后，由于放电时段和放电量相对可控，也具备了一定的容量控制能力。

目前，这项能力主要用于帮助两部制工商业用户降低需量、节省费用。放眼未来，它还将成为用户在容量市场获取收益的重要工具。

当然，在新兴的绿电直供场景下，稳定的本地电源容量供应也意味着更低的申报容量和更少的基本电费。更大容量的表后源荷储联动经验，也能为小型微电网项目的运行提供借鉴。

最后，我们还介绍了光储在电能质量方面的应用，主要包括功率因数、力调电费治理，以及提升供电可靠性和替代燃机备用电源等方面。

相关文章的链接见下表，希望能为大家提供一些参考和启发。

不存在的搁浅成本	光储锚定绝对价格	光储售的利益分歧
现货中的调节量	跨空间源储匹配	源侧与网侧容量
光储的容量应用	光储与电能质量	光储与供电可靠性

除了上面的总结，还有两点我觉得同样值得关注。

关注电力市场

过去，分布式光伏和工商业储能项目往往只需要一张电费单、一页系统图就能搞定，因为那时分时电价政策相对稳定，大多数用户还在执行目录电价或电网代理购电价，价格和时段在一段时间内基本固定。

但现在，参与现货市场的省份越来越多，直接参与市场交易的用户也在不断增加，这里的“直接参与”也包括零售用户，毕竟零售市场也是电力市场的一部分。

正因为入市交易的用户增多，到户电价的结构和形成方式也变得更加复杂。而且现货市场讲究分时段交易，时段划分的颗粒度远高于表后光储看到的峰、平、谷费率。

由于光储可以改变用户的分时用电曲线，那么自然会影响用户在市场上的交易结果。

也就是说，过去光储只改变下网电量曲线但不影响交易价格的情况越来越少了，取而代之的是对整体交易的全面影响。因此，无论是运行还是建设，都离不开对市场交易的理解。

交易规则繁多是现实，但至少要了解当地的零售政策，也要学会与售电公司沟通和协商。原本只需要开发商和用户之间的双边合作，现在变成了开发商、用户和售电公司的三方会谈，这其中肯定会有争论和选择，也少不了妥协和让步。

不过从用户的角度来看，所有表后业务的核心目标都是用户的用电量，而用户的诉求其实很简单，就是怎么省钱怎么来。

基于用户省钱这一不变的需求，无论是售电业务还是光储业务，仅关注自身业务的电量收益是不够的，项目思维已不可取，以用户为出发点的用户思维才能实现持久发展。

从表面看，光储和售电公司存在一定利益冲突，但从本质上看，光储作为一种丰富的调节资源，正是售电公司在现货高价时段所需要的。

在市场发展早期，部分交易主体更注重利用信息差和不对称进行套利，而忽视了用户侧资源的挖掘。

但这并不影响表后光储和售电业务的融合，无论光伏和储能的投资方是谁，售电公司都是运营的最终归宿。

售电公司不应只专注于批发侧市场交易，既然承接了用户的全部电量，就应该深入了解、熟悉甚至可以介入并改造用户用电情况。

售电公司1.0版本靠关系，2.0版本重交易，到了3.0版本，综合业务开发能力才是关键。

没有足够的代理电量，再高超的预测水平也难以套利；没有可配合的负荷调节，面对未知风险时将不堪一击。

关注整体电费

前面提到的主要是交易电费，但它只是用户整体电费的一部分，尽管占比较大，也不能忽视其他部分。

因此，表后光储联合运行后，目标不应仅局限于降低电量电费，而应是节约全部电费，包括基本电费和力调电费。所以也要重视光储在容量和电能质量方面的应用。

光储是直接可控的电源，虽然负荷相对可控，但并非所有负荷都会制定需求侧响应预案。

基于这个唯一的可控点，也就是决策点，我们可以构建一个以最优电费为目标函数的优化问题。

优化问题需要边界条件，这里面既有实际存在的物理条件，也有需要预测的部分，比如新能源的功率预测和负荷功率预测。

这也会将气象预测的应用，从电力市场、集中式场站拓展到分布式领域。小散站点若想实现精细化运营，功率预测是必要条件。

安排储能充电，要参考次日光伏的发电曲线；安排储能放电，则需依据次日负荷的用电区间。

关注整体电费，是为了让用户在同等用能水平下获得更优的成本，而这需要表后的整体控制逻辑来实现。

所以，从功率预测系统到能量管理系统，都是软硬件公司可以关注的领域。

不过，系统≠平台，不能忽视对小散项目控制逻辑的开发。

我始终认为，没有具体项目经验的积累，就无法总结出共性，自然也无法从项目过渡到产品，更别提打造兼具各种功能的平台了。

小结

虽然从表面收益上看，光伏储能与售电业务会有些利益上的冲突，使得目前在一些地区相关项目的开发商会有障碍。

但是通过本系列若干文章的分析，我们也可以看出因光储的接入而发生改变的下网电量曲线可以通过售电业务带到更广的电力市场中，同时光储提供的调节量也可能在某些时刻成为售电业务对冲价格风险的缓冲器。

而且，从用户的角度看，任何表后业务的中心都该是用户的核心诉求，光储把视角从表后应用看向表前市场，售电把视角从表前交易看向表后整体电费，我觉得这是相关从业者在今后可以多多思考的方向。

原标题：反脆弱：表后光储售从冲突到融合

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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