储能充放电 影响最大需量用户侧的配电系统内，如果接入了储能设备，相当于增加了一个“灵活”的负荷。它既可以像常规用电负荷那样“消耗”电能，也可以像光伏那样“发出”电能。谷电峰用套利的工商业储能，提供的是电量的时移。但本质上，电量的产生是功率随着时间的积累。所以，储能不论是在充电和放电时，其本身的功率同样会影响用户净负荷的需量。也就是说，储能因为其所提供的充放电功率，有可能会影响到用户的月实际最大需量值。如果用户选择缴纳基本电费的方式为按需量缴纳，则势必会因为储能的存在而影响基本电费。类似于光伏，但不同于光伏。光伏这种“负荷”因为逆功率的性质导致其只能是拉低用户的网侧需量功率，但储能可充可放的特性在充电时作为负荷可能会需量高功率，在放电时作为电源会降低需量功率，至于是否会影响与收费有关的月实际最大需量，还要具体情况具体分析。以浙江的大工业用户为例，分时情况如图（现行政策，3月1日起会有新调整）：某用户变压器容量1000kVA，日负荷曲线如图蓝色所示，安装一套200kW/400kWh的做“两充两放”的谷电尖用，充放电曲线如图橙色所示，则用户净负荷曲线如黄色所示。晚10~早8的10小时连续谷电，储能恒功率40kW充电，对应抬高该时段需量功率。上午8~9点，下午13~15点、17~22点高峰段，因为储能待机，所以用电负荷需量功率无变化。午间11~13点，储能恒功率200kW充电2小时，对应抬高该时段需量功率。上午9~11点，下午15~17点尖峰段，储能恒功率200kW放电2小时，对应降低该时段需量功率。未配储时，用户当日最大需量发生在下午尖峰段15~16点期间，为551kW。配储后，因储能恰好在该时段放电，削减最大需量值。实际最大需量发生时间点时移至上午9~10点高峰时段，变为455kW，相当于降低了实际最大需量。当然只拉低某日最大需量还不够，需量基本电费考核的是月实际最大需量，则意味着每日均需要有如此的“巧合”。但如果“不巧”，用户用电负荷在午间2小时谷段期间，因为低价电并没有明显降低的用电功率，则此时储能的充电会拉高需量功率，可能会增大最大需量值。如上图，午间的200kW充电功率直接抬高净负荷曲线，未配储时的最大需量551kW已经不再是最大需量，而是午间谷段的653kW。谷电峰用的两种理解储能的运行如果只考虑两充两放，那么对于用户需量电费的影响就只能“看运气”。这份运气来自对“谷电峰用”这四个字中，谷和峰到底该如何理解。从价格上讲，峰谷套利套的就是峰谷价差，那么默认为峰代表高电价时段、谷代表低电价时段。从电量上讲，谷电代表用电量低的时段、而峰电代表用电量高的时段，谷电峰用的意思就是在用电量低的时候储能，然后在用电高峰时候放出来。如果价格低的“谷”和用电量低的“谷”，价格高的“高”和用电量高的“高”在具体的用户处是同一个峰谷的话，那恭喜你，储能项目不仅可以削峰填谷套利，而且还很有可能降低用户的需量电费。但反之，则有隐患，需量电费的拉高足以影响储能的套利收益。比如安装在城市区域内的集中式电动汽车充电站，价格低时候的“谷”正是用电量高时的“峰”，所以在那里的储能项目更多是为了增容，而并非是套利和调需。这只是对现象的分析，但如何处理也有很多做EMS能源管理系统的企业在研究精细化的管理方案，致力于让任何项目都可以兼顾储能的峰谷套利和降低需量。精细化的运营和管理需要这样随着负荷而调整的策略，但我认为能做到这样的一个大前提就是对于用户负荷的精准预测，而且需要每一天都做到有效的预测和调节干预。否则前功尽弃。那么，至少在售前筛选用户时，可以刻意去选择那些曲线吻合的用户，我也称之为低垂的果实。峰谷可尽情的套利，同时也不会影响用户的需量电费。所以说，储能的前期，看是否有充电容量、看是否有放电消纳空间外，也要再看看最大需量。关于充电桩的脑洞再说充电桩如何影响基本电费，这里说的充电桩和分布式光伏、工商业储能是一类，特指安装在用电企业配网内部的充电桩而非独立充电站。这其实是笔者的一个脑洞，笔者并非是想说充电桩给汽车充电时会抬高用户的整体需量，也不是想说搞V2G的充电桩反向送电。在那个框架下，充电桩其实和储能没什么区别。我想说的是之前在光伏对基本电费影响一文里提到了关于数字260，关于需量基本电费打九折的事。试想如下的场景，企业到月底发现用电量差一丢丢达到需量基本电费打9折的条件。此时需要为了堆积电量而做一些毫无意义的耗电行为么？显然充电桩是个好选择，让车来充电可以堆高用电量。来充电的车把转供的电费结算好就可以，不需要或者少收取服务费。这样企业堆高了用电量，触达9折的条件，可节约10%的需量基本电费。所以对于充电桩和电动汽车来说，它不仅仅是个移动的储能，还是可以堆积用电量的负荷。甚至安装在企业配网内部的充电桩也可以对外运营，不收服务费也能产生效益，开开脑洞。哪怕是在工厂内部算给到员工的一些福利。当然，这需要全月的规划，规划好用电基本情况，规划好光伏等电源的出力情况，同样要规划好自身充电负荷的可使用情况。综上，储能充放电对于需量电费的影响是显而易见的。

基本电费的缴纳方式，不论是采用容量模式，还是需量模式，本质上都是和用户的用电负荷有关。但近10年来，用户的负荷除了常规的用电设备外，还增加了一些可以逆向的，负功率的“负荷”，也就是本地的并网型发电设备。比如，分布式光伏。采用“自发自用、余量上网”的分布式电源，通过用户自身的配电系统，优先向用户负荷提供电能，有多余则通过变压器逆向上售卖至电网，有不足则自动从电网侧进行补充。但这么多年来，大家一直关注的，包括很多以第三方投资形式存在的“合同能源管理”都只关注电站的发电量、上网电量和用户的自用电量。很多收益的结算都是以此展开，通过比较有无光伏发电时，用户的同期电费，依据节降金额来判断收益，进而分成。这部分与电量有关的电费（笔者称之为电量电费）虽然占企业电费的大头，但毕竟不是全部。而分布式光伏在每天的白天段提供电能的同时，也在提供着功率，这也就意味着与功率有关的基本电费必然也在受光伏发电的影响，只不过大家讨论的很少。今天就着重探讨下分布式光伏对于基本电费的两方面影响光伏与最大需量安装分布式光伏的目的首先就在于“自发自用”，并网型逆变器（现在更多被叫做跟网型）确保了发电，只要直流侧满足逆变器的启动电压（光照充足），交流侧有可以参照的电网三要素即可。于是用户的负荷会优先使用本地的光伏电量，而每使用一度光伏电量，就相当于少用一度系统电量。自发自用的收益就从这么来的，毕竟光伏一度电的成本相较于电网侧一度电的成本要低很多。发电量＜用电量，电网侧自动补充而电量的产生是提供功率的结果。电力系统讲求的是功率的实时平衡，负荷在某一瞬间有功率的需求量，而这个需求量原本是完全依靠电网侧来提供，但现在其中的一部分先靠本地的光伏提供了，那么自然从电网侧的功率需量对应降低。可以说，面对用户的功率需求，本地分布式光伏和电网是一个此消彼长的关系。这个关系可以在光伏为0和电网侧为0之间来回波动，取决于负荷的实际需要，取决于太阳的光照。而细看来说，最有能力的依然是大电网，但系统潮流规定了这个场景下它说了不太算。发电量＞用电量，余量上网电网侧下网功率为0也就是说因为光伏发电的存在，虽然不能影响用电负荷的功率，但是会直接影响电网侧的供电功率。而用户局供电表上的月实际最大功率值就是从当月众多的电网侧供电功率中，脱颖而出的最大者，所以一定程度上，光伏发电会影响这个月实际最大功率。比如下图：绿色曲线为用户实际的用电负荷功率，最大值发生在中午，功率为4704kW，如果没有光伏发电，该时刻的功率将完全由电网侧来提供，则最大需量为4704kW。但因为与此同时，光伏（橙色曲线）也在出力，占掉了用电负荷需求功率的大部分，导致了电网侧（蓝色曲线）的功率降低，最大需量发生了时移。最终实际最大功率由中午的4704kW变成了3853kW，发生的时刻从中午变成了晚间，也就是光伏发电无法影响的时刻。因为这毕竟是某一天的功率曲线，而最大需量考核的是全月。从天气的不可捉摸性考虑，并不能确保每一天光伏出力都很大，都会影响当天的最大需量。况且，如果用户用电负荷的最大功率发生在光伏不出力的晚间或者夜间，那白天再多的光伏出力也无济于事。不过，从本质上说，光伏作为逆功率的“负荷”，不论怎样，都是会影响电网侧的功率需量，至于是否能够影响到最大需量，那还是要具体问题具体分析了。但至少可以说，光伏发电可能会拉低用户当月的实际最大需量，但绝对不会拉高它，所以我常常说对于按需量缴纳的基本电费，光伏只有降低它的潜力，并不会影响它变高。光伏与需量电费折扣2023年6月份国家发布了第三监管周期的输配电价核定文件，文件中规定了有关于需量基本电费的打折事宜。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每干伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每干伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。因为分布式光伏的自发自用电量会占据用户负荷用电量的一部分，导致用户从电网侧获取的电量减少，相当于上述政策中所提及的“全部计量点当月总用电量”减少。若因为光伏抵消电量，导致用户“月总用电量除以合同变压器容量”未达到260，则有可能因为光伏的存在，无法获得需量电费的10%减免。设想如下的例子：例如某浙江用户变压器容量1000kVA，当月全部负荷用电量为300000kWh，月实际最大需量为600kW，安装400kW屋顶分布式光伏发电，日发电量1600kWh，当月30天，合计月发电量48000kWh。浙江当地容量电价为30元/kVA，需量电价为48元/kW，用户选择按实际最大需量缴纳基本电费，当月需要支出基本电费为600×48=28800元。未安装光伏发电时，用户缴纳电费情况如下，电量电费21万元，基本电费2.88万元，合计23.88万元：安装光伏发电后，光伏电量全部可消纳自用。光伏电站为第三方他投项目，与用户签订合同能源管理，协定节约电费2:8分成，用户2成，投资商8成。因为负荷用电量中有4.8万度电由光伏提供，剩余25.2万度电由电网侧系统，导致月总用电量/变压器容量=252h＜260小时，未能达到需量电费减免标准。此时，用户缴纳电费情况如下，电量电费17.64万元，基本电费不变2.88万元，向光伏投资方支出2.688万元，合计23.208万元：而若关停光伏发电5天，减少光伏自用电量8000kWh，则电网侧电量提高至26万度，则达到260h，可以享受需量电费的9折折扣，降低基本电费支出2880元。为方便测算，假设用户白天平均电价为0.7元/度，则减少8000度电的发电量相当于损失5600元收益，显然相比基本电费少支出的2880元来说得不偿失。多5天的发电所抵扣的电网侧电量收益，用户可分享1120元，但相较于基本电费节约的2880元来说就要盘算一下了。此时，用户缴纳电费情况如下，电量电费18.2万元，基本电费打9折后2.592万元，向光伏投资方支出2.24万元，合计23.032万元：可见，关停5天光伏发电，反而会让用户总体电费支出减少。这也是有些项目可能会遇到的困境，毕竟绝大多数光伏项目并未考量光伏发电出力对于功率，乃至用户基本电费的影响。于是在项目收益和用户电费最大化节约方面会产生矛盾。总之，依据现在的政策分布式光伏发电对于用户基本电费会带来影响，但被大多数项目所忽略。其能够在满足一定条件下，降低用户的月实际最大需量，进而降低需量基本电费。但也可能因为自身抵消电网侧用电量而造成用户无法触达需量基本电费9折的条件。本文旨在研究并阐明分布式光伏发电对于用户基本电费带来的影响，至于如何将这部分收益或者损失纳入到合同能源管理中，相信会有更加明确且明智的做法。

如果提到基本电费管理，仅仅知道容改需，还是比较初级的。当然基本电费的管理绝对不仅仅是个选择的问题，亦如上篇文章所述，很多已经执行了最佳缴费方案的用户，基本电费依然占比很高。究其原因是最大需量相比月用电量较为不合理，存在冲击性负荷或者用电设备同步开机等管理性问题，需要通过线下一些技术手段或用电习惯的调整来继续治理。所以一个涉及到功率收费的项目，必然需要调整功率产生的原因，那就是调整用电负荷。利用对于政策的不断理解，对于自身运行数据的持续分析，最后结合技术手段的应用和用电行为的相继调整，才可谓之一套完整的“基本电费管理”流程。当然这个流程可以推广到所有企业电费组成部分的管理。今天就借一个基本电费管理的案例，一个笔者称之为基本电费管理天花板级的案例，来看看有关于电费管理到底可以做到多深。项目背景，某江苏10kV大工业用户，企业共有3台1000kVA变压器，1台500kVA变压器，合计供电容量3500kVA。彼时江苏容量电价为30元/kVA，需量电价为40元/kW（2021年），用户最初选择按容量缴纳基本电费，则没每月固定支出基本电费：3500×30=10.5万元，全年合计应缴10.5万×12=126万元。彼时通过电表抄录每月实际最大需量如下：青铜级方案：年度容改需测算用户需量阈值=3500×30/40=2625，即如果实际最大需量值小于2625，则当月按实际最大需量方式缴纳基本电费较为划算，否则按容量缴纳划算。排查用户12个月的最大需量值可发现，1-4月，10-12月七个月，实际最大需量均小于2625，而5-9月五个月，实际最大需量大于2625。给用户修改缴费方式为按需量缴纳，全年执行。虽然有5个月会多缴费用，但是只要这多缴的部分小于另外7个月少缴的部分，综合全年用户依然可以节约基本电费。故一次性容改需方案后，用户全年可节约基本电费12余万。白银级方案：季节容改需虽然全年基本电费已经节约，12万元也不算小数目，但是依然有5个月（5-9月）会比之前要多缴纳费用。但基本电费3选1政策规定，基本电费缴纳方式用户可自行选择，申请周期为一季度即每3个月允许修改一次。故根据用户实际情况，可在4月份向供电公司申请执行容量电价，则5-9月每月缴纳基本电费同之前水平，即10.5万元。在每月9月份向供电公司申请执行需量电价，选择按实际最大需量缴纳基本电费，则10月至来年4月每月缴纳基本电费为实际最大需量数值与需量电价乘积。4月份和9月份两次申请之间跨度为5个月，大于政策规定的3个月。若以此执行，则全年基本电费缴纳应如下：可见全年基本电费降低为110万，较年度容改需方案降低3.3万元，较满容量缴纳方式降低15.5万元，进一步节降。黄金级方案：活用政策+负荷管理且先不去考虑用户每个月的实际最大需量是否合理，但就这个现象，为何进入夏季最大需量会增多？经过线下调研和用户自述，其有部分符合仅在夏天才开启，而在初春、晚秋和整个冬季期间均不开启。故5-9月期间，实际最大需量较其它月份高出约700~1000kW。有此信息，再结合对这类负荷的踏勘，发现可将这部分季节性负荷统一归拢到用户一台变压器下。对于用户变压器容量，供电公司有增容、减容、暂停部分容量和恢复部分容量等服务、但不论哪种，都需要以整台变压器为单位进行增减或停复。利用暂停和恢复允许规则，用户选择暂停部分变压器容量全年时间不得大于6个月，将季节性开启的负荷聚拢到一台1000kVA变压器后，可在每年10月份向供电公司申请暂停1台1000kVA变压器，在次年4月份向供电公司申请恢复办停的变压器容量。则该用户4月中旬-10月中旬期间，供电容量为3500kVA，其余时间间，供电容量为2500kVA。此状态下，无需进行容改需，则负荷管理后的基本电费缴纳情况如下（方便起见，暂未计算4月和10月因变压器容量暂停和恢复天数不足月而导致的结算容量差异）：可见，基本电费缴纳，较第一版全年容改需方案降低8.7万元，较第二版季节性容改需方案降低5.4万元，较最开始满容量基本电费降低21万元。实现了基本电费管理的三级跳，从年126万元降低至年105万元。由此观之，基本电费管理绝对不是简单的容改需。而且，思维定式让我们觉得按容量缴纳基本电费（容量×容量电价），容量和容量电价都是固定不变的，所以不论用何手段都无法更改这些固定数值。但活用电力政策，并结合对自身或用户负荷的熟悉，也可以老树发新芽，从不变的固定中找到可以操作的空间，找寻那一丝丝可以利用的节费机会。

两部制电费用户，依据企业的负荷情况选择最优的基本电费缴纳方式是基本电费管理的关键环节，这事关交没交冤枉钱，但这也仅仅是在选择维度。不论是当月发生的用电量还是当月的实际最大需量，无外乎都是企业用负荷用电的结果。如果企业已经在最优的基本电费缴纳模式下，基本电费支出的费用占比当月总电费依旧很大的话，同样还是会抬高用户的电度均价。这就不仅仅在于选择，还要在于治理维度。通过调整用户负荷使用习惯，或者增加相关技术措施，将用户实际最大需量控制在一个合理的范围。先诊断，后治病，结合笔者个人的经验，在诊断方面，给出3个判据，其中1个涉及电气，2个涉及财务。电气判据：月用电量与月实际最大需量实际最大需量反映的是某用电单位在当月的用电功率峰值。如果仅从定义和数学的角度上看，月用电量和月实际最大需量没有太多的因果关系。不过对于一家连续生产，正常经营的企业来说，二者还是有一定的相关性的。即 用电量越大，实际最大需量也应该越高。如果发生了相反的情况，可以初步判定用户可能存在集中用电或者冲击负荷的情况，可结合线下进行排查。之所以强调生产经营的连续性是因为两部制用户从当月的第一天用电开始，就会一直累积用电量。但实际最大需量虽然会被后来更高者所替代，但并不是个逐渐累积的过程。如果每天用电情况差不太多，那么需量的更替也不会差距过大。最怕的还是用电天数不多，但已经产生了需量基本电费，那么最终也会堆高用户的平均单价。下图是某用电企业一年的月用电量和月实际最大需量图，其目前是按照实际最大需量缴纳基本电费，相较于按容量缴纳已是最优选择。图中可见，实际最大需量的趋势和用电量的增减并不同步，相似用电量的前提下，实际最大需量相差也很多。这种最大需量和用电量不匹配的情况，有一定概率可以说明该用电企业，要么生产天数不够，要么负荷存在冲击的现象。或是大功率设备同步启动拉高短时用电功率，要么是设备启动电流较大。财务判据：基本电费占比这个判据其实与之前提及过的“容改需”判据类似，不过这次通过占比来判定的的并不是用户是不是可以做容改需，而是用户目前缴纳的需量基本电费是否合理。同样是经验判断：若比例≤15%，大致合理。若15%< 比例 < 25%，可能不合理。若比例≥25%，大概率不合理。还是上述用户，统计其全年每月基本电费占比整体电费的比值。可见最低为21%，最高已达到34%。用户当前已经是按实际最大需量缴纳的基本电费且优于按容量缴纳，但基本电费占比依然过高，故大概率用户实际最大需量存在冲击性负荷等问题，需要详细排查。财务判据：度电均价度电均价=总电费/总电量因为总电费中，占比大头的是电量电费和基本电费。其中电量电费因为分时的原因，造成分时电量会直接影响平均价格。同样，作为占比第二多的基本电费，如果比例过大，同样也会带高度电均价。均价的拉高除了因为高价时段（尖峰和高峰段）用电量占比较大外，就是因为基本电费占比较高。上述电量和需量趋势、基本电费占比以及度电均价均可以从电费单上直接得出分析结果。交叉验证后可结合能源管理系统和线下调研具体排查原因。治理建议因为供电公司计量的实际最大需量是整个用电企业的用电功率，而为了找到拉高最大需量的位置点，我们不仅需要在空间上将用电单位割细，还要在时间维度上查看功率峰值时，各用电单元出力情况。不过，需量较大的问题产生原因各异，并没有统一方法可以削减。目前针对大功率设备同时开启，可以通过管理手段错峰运行。冲击性负荷可以增加软启动等方式，而一些储能设备也可以对需量调节带来一定作用。需量管理不仅需要大量的在时间和空间上打散的用电数据，还需要结合目标企业用电习惯、生产工艺、运营逻辑等等。属于非常复杂的科目，除上述比较简易的判别和处理方式外，不建议投入成本做更为详细的探究。总之，通过选择最佳缴纳方式缴纳基本电费后，用户的基本电费依然会存在不合理的问题。可以通过电气和财务判据简单判定，再结合线下调研和更为详细的、时空颗粒度更为细致的用电数据进行诊断，再对下药。所以，企业电费的问题，不仅在于选择，还在于治理。选择的前提是知道有选项以及如何测算选项，而治理的前提是熟悉负荷的运行情况。而二者的首要前提就是了解政策，清楚地知道电费的来龙去脉。

基本电费可分为容量基本电费或和需量基本电费，而需量基本电费又再可以分出按合同需量缴纳基本电费和按实际需量缴纳基本电费。今天对比下合同最大需量和实际最大需量的异同。月申报合同需量值在发改办价格[2016]1583号文件中规定，按合同需量缴纳基本电费的用户，每月需要向供电公司申报合同约定需量，未申报则按上月申报值延续。同时文件也规定了用户所申报的合同需量值不得低于用户变压器容量的40%，即在政策上定好了申报合同需量的下限。而上文中我们详述了容量基本电费和需量基本电费该如何选择，提出了需量阈值的概念，即实际最大需量低于阈值则按需量缴纳基本电费划算，否则按容量划算，相当于在经济上规定了申报合同需量的上限。全国除深圳以外的地区需量阈值均为变压器容量的62.5%，所以  变压器容量*40%≤合同申报需量≤需量阈值（容量*62.5%）例如，浙江10kV两部制用户，容量电价为30元、需量电价为48元。变压器容量为1000kVA，需量阈值为1000*30/48≈625kW。若选择按合同最大需量缴纳基本电费，则其向电网公司申报的月合同需量应介于400~625之间。400是政策规定的下限，而625是从经济性出发而确定的上限。合同最大需量基本电费结算方式同样在发改办价格[2016]1583号文件中规定了合同最大需量基本电费结算方式，用户实际最大需量超过合同值的105%时，超过 105%部分的基本电费加一倍收取，未超过合同确定值105%的，按合同确定值收取。综合三种缴费方式计算公式如下：可见，虽然申报了月合同需量值，但依然需要每月抄表获得月实际最大需量值才能得出该种缴费模式下的具体结算费用。即在某些情况下，该类型用户缴纳基本电费所依托的结算需量应由所签订的合同需量值和实际最大需量值进行比对而获得。两种需量方式的比对根据国家规定的结算方式，我们很容易得出，当实际最大需量＜合同最大需量时，结算按合同需量。实际最大需量＞合同最大需量时，要看是否超过了合同值的105%，超过的部分要加倍收取。我们这里做一个数学上的比对，过程不算复杂，但不喜欢推导的话可以直接应用后面的结论。实际最大需量小于申报合同需量的时，选择按实际最大需量缴纳。实际最大需量小于申报合同需量的1.1倍且大于申报合同需量时，选择按合同最大需量缴纳。实际最大需量大于申报合同需量的1.1倍时，选择按实际最大需量缴纳。二者对比曲线图如下实际应用如此复杂而且带有风险的合同最大需量真的会有人主动选择么，在有实际最大需量这样简单明了的缴费方式前，合同最大需量的意义在哪里呢？也许就在那个1~1.1倍的空间里，如果你能把自己的最大需量控制在所申报的合同需量值的1~1.1倍之间，那么选择合同最大需量就是明智的选择。可是控制自己月实际最大需量值真的不容易，哪怕你有储能去做需量管理也不是很容易。