在“关系型”零售市场驱动下，为了在批发侧市场有更大的议价权，售电公司一定会重点布局用户，获取更多的用电负荷。目录电价时代，售电公司代购电和执行电网目录电价同时存在，市场进出自由。对于一些价格敏感的用电企业，获取几分甚至几厘的价差（相较于目录电价）都是极好的。但碍于当时政策推广力度不够，大多数用户感知不到何为电力交易，且电网总管一切的观念根深蒂固，导致大部分省份的电力交易市场用户稀少。21年夏天，煤炭价格高涨，各地都不同程度上发生了限电的情况，甚至引发了一些安全事故。10月份1439号全面推进电力市场交易文件发布，目录电价取消，鼓励工商业企业进入市场参与交易。而这个电力市场好似一个大口袋，许进不许出，当然这个不许出并不是政策强制，而是经济上的锁死退路。1.5倍的代理购电价格每度电要提高2毛钱左右，这还没有算分时电价后形成的浮动。可见的是，一个省内的工商业用户，进入市场一个算一个，虽然依然会有新报装的用户，但可以感知到的是，关系型的零售市场终归是会在某个时点，无法再开拓市场新用户。增量市场必然会转向存量市场，售电公司们将展开激烈的竞争。在存量市场，用户选择售电公司的标准，在电力这个同质化的商品下，仅剩下价格这一个要素。在没有其它非价格因素的影响下，一个理性的用电企业理应选择零售价格较低的售电公司来代自己购电。零售价格，就是售电公司在零售市场的竞争力，而这份竞争力不再是关系驱动的，而是技术驱动的。其所代表的就是售电公司，作为批发市场和用户之间的风险屏障能力。为何付费抛开目录电价时代或者是现在的电网代理购电，这类有点计划性的购电行为不谈。参与市场化交易的用户可以分为两类，一类是直接参与的大用户，一类是间接参与的中小用户。间接参与意思就是需要找个代表代替自己参与，这个代表就是售电公司。那么，同样可以说以购电身份参与电力批发侧市场的不是售电公司就是大用户。而批发侧电力市场交易的规则就是，签约电力交易合同，约定好一定时期内的电量和电价，并在实际时段发生时按此执行。如果实际执行的电量和合同签订的电量有差异，这个差异的部分是要做额外的处理，绝对不是继续按照合同价格执行或者是买卖双方直接削掉合同差额。因为电力系统运行要维持实时平衡，需要集中的调度，不能靠分散的双边来协商。而且在瞬时性要求下，发用两侧也没有技术手段可以马上响应电量的差额。而对于用电量预测的再怎么细致，这个偏差还是一定会发生的，偏差如何被处理，也就直接影响了最终的费用。现货市场开启前在电改9号文刚发布后，各地开始建设的电力市场主要是中长期市场，签约的电量合同长达一年，短至一个月，有些地区后来也开设过旬和周这样的周期单位。如果说是一个大用户，直接参与交易的那种，在批发市场上与发电企业签约购电合同，并将电量拆分到当地要求的交易周期里。实际执行的时候，如果出现了偏差，比如说用电量大于了合同约定电量，出现正偏差，这部分偏差在结算的时候要被考核。各地也出台了中长期偏差电量的考核办法，都约定了一个考核比例，比例以内的不考核，比例以外被考核。我们将一个大用户的结算电量拆分成三部分，分别为合同电量，考核比例内偏差电量，考核比例外偏差电量。合同电量按照合同价格执行，考核比例内偏差电量按照合同加权均价执行，对于大用户这个价格就是其合同价格，所以也就是据实结算。而考核比例外的偏差电量所执行的价格肯定不再是合同价格，但这个价格各地规矩不一致，大致可理解为是高出合同价格的。所以，像大用户这样直接将自己暴露在批发市场上，好处是可以节省找售电公司的费用，但也对自己的负荷把控能力提出了要求。大用户因为电量较大，用电相对来说比较稳定，而且规定了偏差考核比例。因为自己的用电基数较大，所以可调整的空间也大，那么偏差考核的风险相较于中小型企业就小了很多。而且大用户供用电设备较多，一般也会有专职部门来管理设备和能源，对于电量的把控程度也高，所以用电基数和管理水平是他们在批发市场上抵御风险的基础。但如果一个中小企业也像大用户这样直接参与交易，电量基数不大，产生偏差的可能性就高，进而可能产生较高的偏差考核费用。面对这个风险的暴露，已经参与电力交易的中小企业需要一种保障来降低可能遇到的风险，而售电公司提供的就是这样的服务。售电公司聚合了众多这样中小企业的需求，代理这些小散的电量后参与批发侧电力市场，可以想象售电公司就是一个大型的用电户。它在批发市场上的行为和大用户一致，而电量的结算同样需要考虑是否会产生较大的偏差考核。因为代理了足够的电量，所以整体合同电量基数也较大，可调整的空间也有保障。就算出现了偏差考核费用，大部分售电公司为了在零售侧争取用户，都会将考核的责任100%归到自己门下，不向用户传导。这样就相当于用户把自己的电量交给售电公司，并与之约定一个交易价格，不论最终电量多与少，用户都是按照这个价格稳稳的结算。而售电公司拿着这些电量，聚合成一个更大的电量包去参与批发侧的交易。对于售电公司来说，其在批发侧市场上所要付出的成本包含批发合同金额和偏差考核费用，在零售侧市场的收入就是用户按照零售价格结算的电费。两边结算的电量肯定是一致的，就看前者和后者的费用差。如果为正，那么售电公司就是亏损的，如果为负，那么售电公司就是盈利的。所以售电公司在零售市场上给到用户的零售价格，看似是对于自己在批发侧市场交易价格上的一个加价。但实则已经包含了可能发生的偏差考核费用，本质上是用更大的电量包来消化小电量的偏差风险，进而获取这部分降低风险的收益。这就是售电公司的风险屏障作用，用户支付的不是价差，而是在为降低风险而付费。现货市场开启后上述分析还是在仅有中长期市场，现货市场未开启前。在现货市场开启后，出现的偏差电量已经不再是被考核，而是执行现货市场的价格。众所周知，现货市场价格波动性较大，价格风险较高。售电公司代理用户电量继续参与批发市场交易，依然是通过固定的零售侧价格给到用户，维护用户的安稳。而另一方面则在充分预测交易周期内电量的同时，也在预测现货市场的价格，在现货市场上游走套利。之前，售电公司在批发侧市场上的最大利好，就是全电量按照合同执行，没有任何的偏差考核费用。但现货市场开启后，没有偏差考核费用的说法，只有偏差电量参照现货价格的结算。那么偏差电量赶上了高于零售价格的现货市场价格，那么自然售电公司在这个时段是亏损的。但如果偏差电量赶上了低于零售价格的现货市场价格，那么售电公司反而在这个时段盈利了。批发侧的市场上，售电公司可赚可亏，这当然有风险也有奖赏。而中小企业没有这个能力，也没有这个意愿参与到这个市场中，还是希望一份定价般的安稳。可见，售电公司依然是批发侧现货市场价格波动风险的屏障。小结最开始接触售电公司的时候，我并没有理解其存在的本质。起初我觉得他找发电厂谈出一个价格，然后自己加上一个加价，再给到最终的用户。这不妥妥的一个中间商嘛。但后来了解了偏差考核机制，到现货市场后了解了偏差电量处理机制，我似乎清楚了它存在的意义。表象上，售电公司一顿折腾最终会在批发侧市场上获得一个“加权交易均价”。这个价格其实是通过各类合同，各类行为最终形成的，是通过若干费用/电量的形式所呈现的。这里面就包含了偏差电费。而给到用户零售侧的电价，看似是“加权交易均价”+“售电公司加价”。但实则加价的目的不单单是为了盈利，而是在保持价格竞争力的前提下，是否能够覆盖在现货市场上的偏差费用。倘若一家售电公司预测技术高超，不单是对代理用户总电量的预测，还有对于批发侧市场上的电价预测。这样的技术在现货市场上获取了收益，那么其在零售侧市场上也就有了更大的定价空间，自然也就可以靠自己的技术能力来提升自己在零售市场上的竞争力。在用户的视角，是在为售电公司作为自己和批发侧现货市场的风险屏障买单。而在售电公司的视角，在批发侧市场的交易技术理应得到市场和用户的认可。不过用户电量的偏差是客观存在的，对电量预测的准确性也难以保障。所以在获取负荷，成为交易风险屏障后的售电公司，为了能够在批发侧市场上更加灵活，也会呈现出它的下一面。

在电力现货市场建设尚未开展的省份，介于批发侧和零售侧市场中间的售电公司，以固定零售价格的方式签约电力用户，同时承担了批发侧市场的偏差考核。在电力现货市场已经开展的省份，同样位置的售电公司统一处理所代理的电力用户的实际用电量和合同用电量之间的偏差，依然是留给电力用户一个相对稳定的零售价格。售电公司风险屏障的作用，使得电力用户不需要将自己暴露在电力批发侧市场的价格波动中。实际上用户所支付的零售电价费用，是会低于自己独自参与批发侧市场所能获取的交易均价。因为自己电量有限，且没有那个交易技术，自己去折腾的话往往得不偿失，所以要找专业的机构代为服务。而对于这部分差额的付费，其实就是为降低风险在付费，而负责降低风险的就是售电公司。它通过聚合这些小散的电量资源，通过自己的预测技术，在实现盈利的同时也有效地管理了电力用户的价格风险。专业的人做专业的事售电公司批发侧交易均价＜零售价格＜中小用户独自参与批发侧交易均价但是，当关系型的售电公司因为技术不佳而逐渐退场，这些售电公司留下来的用户负荷也会被依然存活的售电公司所竞争。而依靠技术依然活跃于市场的售电公司，因为每天都可以获取市场出清价格对于自己申报行为的反馈。只要时间足够，那么多数售电公司会更加熟悉当地市场，熟悉交易对手以及竞争对手的策略，进而整个批发侧市场会愈发趋同。而当申报技术各家都大差不差的时候，想要继续在零售侧市场上占有一席之地，售电公司的另一面就需要展现，那就是其作为电力用户管家型的一面，我称之为负荷管理。零售侧的竞争力归根到底，一切都是为了能够存活，一切也是为了能够更好地盈利。在零售侧市场，掌握的负荷量越多，签约的用户越多，那么售电公司在另一边的批发侧市场上也会更有底气。对于电力这种同质化的商品，作为电力用户最为关心的也就是价格，所以零售电价也就成了各家售电公司在零售侧市场的重要竞争力。单看零售侧电价，似乎只是一个与用户签约的价格而已，没有什么好分析的。但通过之前我们对于售电公司盈利模式的分析，可以得知，零售侧电价所呈现的价格，与该售电公司在批发侧市场上可以获得的交易均价以及其在零售侧市场的渠道费用息息相关。在批发侧市场，售电公司购电成本基本可以分为两大部分，一部分是签约的中长期电量合同，一部分是偏差电量在现货市场的结算。而长远来看，现货市场通过最后的供需匹配来反映真实的价格，而中长期签约价格又会看向现货市场的价格。这些价格虽然可以描述成一个叫做“加权均价”，作为市场信号向外传递，但本质上每家发电企业，每家售电公司的自身均价，可能并不和这个总体的均价一致。能获取低于市场均价的售电公司们，显然在零售侧市场上，操作的价格空间就较大。所以一方面将自己在批发侧市场上的购电成本搞低，另一方面将自己在零售侧市场上的获客或者维护用户的费用搞低，都有助于降低售电公司在零售侧市场的签约价格，进而获得竞争力。批发侧发力一家售电公司如何在批发侧发力，不在交易一线都不敢妄言，但根据有限的认知来看，那就是要严格控制自己的不平衡资金。中长期合同签约的价格，各家大差不差，不会有太大的区别。但每天都在举行的现货市场中的价格可是千差万别，而且本质上合同电量和实际电量永远出现会偏差，这也让各售电公司一定会在现货市场上存在不平衡资金。如果偏差电量多发生于现货市场价格高的时刻，那么不平衡资金无法覆盖零售合同对应金额，售电公司就会亏损。在目前需求方只报量不报价的前提下，做好对负荷的预测就至关重要。倘若能够清晰地预测好每个交易周内的电力用户的用电负荷，不产生过多的不平衡电量也就没有过多的不平衡资金。通过在时间序列上由远及近的各类中长期市场中签约固定价格的电量合同来降低一部分风险，最小化暴露在现货市场上的偏差电量，这是一种稳妥的选择。所以提高对所代理用户负荷的预测能力是售电公司进行负荷管理的重要一项，这需要能够及时感知用户用电情况，积累用电数据，通过回访调研逐渐熟悉用户用电行为。当然，现货市场上的价格波动带来了风险也带来了一些机会。如果对市场价格有一定的预测能力，在现货市场价格较低的时候，引导用户多在此使用电能，而在现货市场价格相对较高的时候，引导用户削减负荷用量，也可以反向利用偏差电量获取收益。不过这个前提就是作为“需求侧响应”的组织者，售电公司不仅需要对市场价格有一定的预判，也需要能够对用户的负荷具有一定的调节能力。调用用户负荷的代价自然是要让利，但充分了解负荷情况，做到能调用的时候真的能完成响应，这也需要售电公司对用户负荷有更高的熟悉程度。单纯调节用户负荷的能力可能有限，那么工商业储能或许才是售电公司最好的调节资源。可见，在批发侧要想获得更好的交易均价，售电公司绕不开对于电力用户负荷的管理，这里面包含了预测和调节两个方面。零售侧发力当批发侧的价格定的差不多的时候，其与零售侧定价的差额就是售电公司的收入。而收入是否能够转化成利润，还要看售电公司自身的运营成本。售电公司一般属于轻资产公司，成本方面占大头了除了人员工资、房租和信息化系统摊销外，就是用来维持电力用户“忠诚度”的交易成本了。但随着市场机制越来越健全，用户认知水平会提高，存量市场上售电公司的竞争也会加剧，所以届时想要维护住已经在服务的用户，乃至竞争其它售电公司的用户都需要继续降低交易成本。一方面，售电公司需要在直营和渠道方面做选择，这里并不一定说依靠直营就便宜，选择渠道费用就会更高，这完全取决于售电公司自身的运营情况。选择合理的拓宽和护客方式都是售电公司在零售侧市场该考虑的。而另一方面，已经触达了用户的售电公司，已经对用户负荷了如指掌的售电公司，不应该浪费已经打下的基础，而是应该多做点“副业”。作为一家与电打交道的售电公司，了解用户侧，也就是表后的涉电业务也是理所应当。分布式光伏、工商业储能、充电桩、节能减排、电费管理，电力运维、综合能源等等都可以涉猎，起码也应该做到一个可以被咨询的角色。用户整体电量的大盘子在售电公司手上，自然也希望一些涉电的事儿售电公司就能解决，至少能够替自己当个参谋。而这部分服务所提供的价值，并不一定就能通过货币回报来体现，但这也可能无形中增加了售电公司与用户之间的粘性，降低了交易成本，换来了用户持久的“忠诚”。这依然需要售电公司在负荷管理上面下功夫，不仅有对用电的“旧负荷”的维护，还有光储充等“新负荷”的管理。小结为了能够在存量市场上获取更大的市场份额，提高零售侧市场上的竞争力。售电公司就要展示它的C面，一种管家型的售电公司，主动参与到用户的负荷管理中。这不仅可以便于自己更好地预测所代理的负荷电量，具备在关键时候可以调节用户负荷的权力和能力，还可以通过自己的专业咨询及服务，满足用户对其他涉电业务的需求，进一步提升售电公司对用户负荷之间的粘性，降低交易成本。如果把用户的负荷仅当成售电公司在批发侧市场上套利的工具，这显然不是一家优秀企业该有的运营意识。不能把用户当成真正的用户，那带来的必然是用户的流失以及交易成本的增大。一些现货市场发展较慢的省份，售电公司处于增量市场，可能更多聚焦于其A面，那就是负荷获取。因为只有更多的电量才能保证自己在无现货的批发侧市场上有更高的议价能力，同时降低自己的偏差考核风险。一些现货市场发展较快的省份，处于存量市场，售电公司们优胜劣汰，更多展示其B面，那就是风险屏障。只有技术更好的售电公司才能在偏差电量必然产生的条件下，优化不平衡资金，确保用户处于价格稳定且自己处于盈利的状态。而在竞争更加激烈的存量市场下，因为交易次数增多而带来的技术能力趋同，售电公司可能面临“更卷”的地步，那就要更多展示自己的C面，做电力用户的电管家，进行负荷管理。打破内卷的方式只有向外伸展，一专的售电公司也该变成雪花般的多能。

2021年6月，国家能源局正式发布了《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，其中明确指出，参与试点的县（市、区）的学校建筑屋顶需确保光伏发电的安装比例不低于40%。这一政策的出台，标志着“光伏+学校”模式已成为推动学校绿色低碳转型的重要方向。目前，多家高校已积极响应，包括：北京大学（北大首座光伏实验电站）清华大学(清华大学中意环保能源楼光伏电站)北京交通大学(北京交通大学300KW光伏电站)浙江农业大学(浙江农林大学光伏电站每年可发电101.7万度)山东建筑大学（山东建筑大学1MW光伏电站）南昌大学（南昌大学500KW光伏电站）南开中学（南开中学屋顶光伏项目）上海电力大学（上海电力大学2061KW屋顶光伏项目）上海电力大学光伏装机容量为2061千瓦、光伏板遍布校园23幢建筑屋顶，总面积达到2万平方米，每小时能够发电2000度，全年发电量约49万度电。黄河科技学院（黄河科技学院100KW光储一体化项目）在黄河科技学院，该项目是一个能源供应设施，又成为了一个实践教学的重要基地。学院专注于新能源发电与微电网方向研究的学生们，可以在这里亲身参与到光伏发电站的运维管理中，深入了解光伏储能技术的原理和应用。这种理论与实践相结合的教学模式，大大提升了学生的专业技能，也为他们未来的职业发展打下了坚实基础。上海浦东七所学校（上海浦东7所学校2.1MW光伏发电项目）上海浦东这七所学校建设光伏电站的举措、不仅能为学校提供绿色能源，每年还可发电221.03万度，更能节约标准煤666.41吨，减少CO2排放1830.14吨，相当于种植了数万棵树木！此外，这个项目还能减少SO2排放0.22吨，减少NO2排放0.336吨。对环境贡献不可估量。各大高校纷纷在校园内安装光伏发电系统，以实际行动践行绿色低碳理念。学校建设光伏电站有以下几个好处：绿色能源：光伏电站是一种利用太阳能发电的方式，它不会产生二氧化碳和其他污染物，是一种清洁的能源形式。通过建设光伏电站，学校可以减少对传统能源的依赖，为环境保护做出贡献。节约能源费用：光伏电站可以将太阳能转化为电能供学校使用，减少对电网的依赖。这样一来，学校可以节约能源费用，将省下的资金用于其他教育和学生发展项目。教育意义：学校建设光伏电站可以为学生提供实践学习的机会。他们可以了解到太阳能发电的原理和应用，在设计、建设和维护光伏电站的过程中培养创新和解决问题的能力。可持续发展示范：学校建设光伏电站是对可持续发展的积极响应。学校可以成为社区的可持续发展示范，带动更多人关注和采用可再生能源。减少电力短缺的风险：学校建设光伏电站可以增加当地的电力供应。在可能发生电力短缺或电力故障时，学校可以依靠光伏电站提供稳定的电力供应，保证学校的正常运转。学校积极推进既有建筑的节能改造，这符合国民经济和社会发展规划纲要的相关要求。特别是光伏项目的实施，能够充分利用可再生能源，通过在闲置屋顶安装分布式光伏发电系统，并采用自发自用、余电上网的模式，不仅有助于削峰填谷，还能引导学生树立生态意识，主动践行生态行为。

        逆变器作为光伏系统的中枢控制器，对整个系统的运行和产出起到关键作用。当系统出现待机、停机、告警、故障、发电量未达预期、数据监控中断等问题时，运维人员总是下意识地、第一时间从逆变器入手，去寻找原因和解决方案。尽管分布式光伏在国内已经高速发展了多年，但仍然有几个典型的对逆变器的认识误区存在。01 逆变器输出电压吗？        “交流输出电压”这个参数在每个品牌的逆变器的规格书上都能很容易的找到，它属于定义一款逆变器等级特性的关键参数。从字面意思简单来说，交流输出电压好像就是指逆变器交流侧所输出的电压值。实际上，这是一个理解的误区。        “交流输出电压”并不是逆变器本身输出的电压。逆变器是一个电流源性质的电力电子装置，由于需要接入电网（Utility）才能将生产出来的电能安全传输或存放，所以在工作期间，它会一直侦测所并入的电网的电压（V）和频率（F）。这两个参数是否与电网同步/相同、决定了该款逆变器所输出的电能是否可以被电网接纳。为了输出其额定的功率值(P=UI)，逆变器根据每一时刻所侦测到的电网电压（并网点）去计算是否可以继续输出、以及输出多少。这里输给电网的实际是电流（I），电流的大小根据电压的变化来调节。       以需要转换10KW为例，电网电压如果为400V，则此时逆变器所需输出的电流值为：10000÷400÷1.732≈14.5A；当下一时刻电网电压波动至430V时，所需输出的电流则调整为13.4A；反之当电网电压降低时，逆变器相应会增加输出的电流值。需要注意2点：① 电网电压不可能恒定的停留在一个值，它一直是波动的；② 所以逆变器所侦测的电网电压必须有个范围，如果电网的实际电压波动出了这个范围，则逆变器必须实时侦测到并报故障并停止输出，直至电网电压恢复。这样做的目的是为了保护台区同一线路上的电器和人员的安全。       既然这样，为什么不改掉这个参数名称呢？主要是行业多年的因循已成惯例——大家都这么叫；同时也为了与输出电流保持统一，所以就这么一直叫下来了。02 逆变器一定配有防孤岛保护吗？        这个答案当然是肯定的，毋庸置疑。甚至可以说，一台逆变器之所以能称为一台逆变器，就是因为它具备防孤岛保护功能。试想一下：如果逆变器任由直流侧输入而交流侧无法输出，大量电荷将何去何从？逆变器自身并不是一个储容装置，无法容留大量电荷，那么就还得往出输。孤岛发生时正是电网正常的输配电因故中断之时，一旦大量电荷按照原有路径进入电网线路，如果此时正好有电力检修人员在上面作业，后果不堪设想。因此，光伏系统要始终保持与电网同步，就必须配备防孤岛保护功能（Anti-Islanding）。       如何实现？防止孤岛效应的关键点仍然是电网断电的检测，通常采用被动式或者主动式两种“孤岛效应”检测方法，无论何种检测方法，一旦确认电网失电，均会在规定的响应时效内将并网逆变器与电网断开并停止逆变器的运行，目前法规规定的响应值是2s内。03 直流组串电压越高发电越好吗？       并不是。在逆变器的MPPT工作电压范围之内，有一个额定工作电压值，当直流组串所串出来的电压值在逆变器的额定电压值或附近，也就是在满载MPPT电压范围时，逆变器才可以输出其额定的功率值。如果组串电压配得过高或过低，组串电压远离逆变器设定的额定电压值/范围，它的输出效率大打折扣，首先排除了输出额定功率的可能性——这是不可取的；其次，如果组串电压过低，逆变器的Boost升压电路就需要被频繁调动持续工作，持续发热又引发内部风扇持续工作，最终导致效率损失；如果组串电压过高，既不安全，也限制了组件的I-V输出曲线，使得电流变小，功率波动增大。以1100V等级的逆变器为例，一般其额定工作电压点为600V，满载MPPT电压范围在550V~850V之间，如果输入电压超过了这个范围，逆变器的表现反倒不理想。实际操作中，针对目前市场上主流的182型和210型组件参数，考虑组件的负温度系数特性，建议：182型，每串接16块左右，范围取13~17块为宜；210型，每串接18块左右，范围取16~22块为宜。      当然，上述组串建议应结合具体的组件参数值来确定，目前市场上各种新技术、新版型以及新规格的组件仍在不断出现，变化很快；而逆变器的参数相对稳定，在匹配时主要把握组串电压与逆变器的额定/满载MPPT电压范围之间的对应关系，就不会出错。注意：1100V是电压保护阈值，达到或超出，都会使系统出现不可逆的故障报错或安全事故。04 总结以上几点虽然是理论层面的一些基础知识，但他们对做光伏项目的指导意义实际上非常重大。正确的认识和理解，能在选型、配置、与电网公司交涉、故障排查处理等方面对我们起到很大的帮助作用。