1192号文(7)：小马拉大车的实现与建议

唯有这样才可以在已知负荷容量下，酌情选用合理的接网容量并向电网提交适合的申报容量。

负荷容量与接网容量的差额体现在加号后项输配电费的相对降低，申报容量与接网容量的差额体现在加号前项基本电费的可能节降。

而电源容量的可靠程度就决定了这期间的差值，这样的结构我们可以视为是“小马拉大车”，代表马的是接网容量，也是电网能够提供的供电保障容量；代表车的就是负荷容量，而之所以可以“违背”能量守恒定律，是因为在车的背后有风光储的推动，显然储能应该是推力最大的那个，不是它的容量大，而是它的稳定供给能力最强。

但这也不能否定风光的作用，这才是新能源电量的根本来源，而且在大风且光照充足时，拉车的马甚至都可以到车上休息，整个车也可以完全依靠后面推动前进。

不过天有不测风云，一旦风光因为资源问题罢工，储能也没有存粮饿的不行时，就很容易“翻车”，造成负荷容量超过接入容量的情况，引发供电安全，轻则停电停产，重则危及上级电网安全。

内部电源的高可靠性需要合理的规划，精准的预测以及充分的技术和管理手段来实现，但为了能够有充足的安全冗余，除了调高接网容量和申报容量外，我们还可以引入外部援兵，那就是负荷本身。

所以找到稳定可靠的电源配置并非最终目标，而是为了实现最终目标的一个手段。

最终目标是在负荷用电效用不受影响的前提下，尽量降低接入容量，降低输配电费，那么在风光储趴窝歇菜或者出力不足时，我们可以通过内部的“需求侧响应”来度过暂时的困难。

这也是为何叫源网荷储一体化，并不是说这几个要素要在电气上连接在一起，而是要互相配合实现控制目标。

在650号文里还有这样的要求：

（十条）项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。

（十一条）项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。 在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。

同样对项目与公共电网之间的交换功率提出了要求，甚至把领域都涉及到了无功，当然两部制用户也是一直考核功率因数的。

我在介绍用户侧源网荷储的一些拓扑图和概念时，会强调怎么看待这四要素里的网，我把其看做是项目与电网之间的交换功率，而并非是项目内部的小型输配电网络。

而通过系统图来看，项目与网侧的交换功率由内部的电源、负荷和储能功率之和决定，那么也就是说对于内部三要素的直接控制就可以直接实现对于涉外要素的间接控制。

对于电源，控制点不多，基于最大功率输出的风光只能做降载，不过这也可以防止过多的上网电量，造成余量超标，毕竟650号文要求常规状态下上网电量不超过可用发电容量的20%，消纳紧张时段严禁余量上网。

对于储能，是三者之中最灵活的控制点，充放电甚至无功补偿都可以任意施展，不过要依据源与荷的预测曲线来设定控制策略，使整个电源要么可以提供平线的稳定出力，要么可以追踪负荷削减可能的尖峰。

对于负荷，虽然控制比较困难，但为了以防不测，还是要有些计划和预案，再牛的机组每年也会开展检修，那么更加脆弱的变流器电源也要有修正的阶段，这无疑需要负荷的配合。

而且对于临时应急故障，为了防止供需失衡不发生安全问题，不发生较大的经济责任，临时削减或者停止负荷也该有必要的预案。

一个不想配合调整负荷还要想上这类项目的用电企业并不是一个好的合作方，但我觉得只要说清楚原理，讲明白收益，事前定好分配原则，事后按约定履行责任，满怀希望的“源”还是能找到志同道合的“荷”。

三者的可控代表了网侧交换功率的可控，而这才是一切的目的，所以基于电源稳定容量之外，我们还可以利用负荷的调整。

仅供参考的规划建议

一切还是要回到事前规划和事中策略，最后来谈谈我的想法，以下仅供参考。

我会尝试把运行期分为两段，初期为试验期，电源作为基础负荷，先预测大多数时间段内负荷都能吃掉的容量，基于此提供平线基本负荷。

此时有两个边界条件，分别是自用电量对于可用发电量以及总用电量的最低占比要求。

在满足上述条件下设定基础负荷目标，也就是说让电源在初期稳定提供这个功率给负荷使用，类似自备电厂的稳定供给能力，这就需要日前对风光功率进行预测，然后设定储能的充放电策略，让电源发电功率维持在一个平线。

这样的做法稍微稳妥一些，可以博取一个容量的削减，不过具体风光储怎么搭配，事前按照什么数据来设置就比较复杂，也未见一些明确的做法，我个人会尝试采用同地区前三年的气象数据，然后以周为单位做整周的优化。

选取时间的颗粒度，决定了储能配置容量的大小，一个比较简单的思想实验，不考虑成本的情况下，无限大电池容量的储能，在充分的负荷预测和新能源预测下是可以实现拉平网侧供电曲线的。

因为容量越大，可以腾挪的电量就不止于日内，可以跨日行动，但毕竟这还涉及到成本问题，所以要有个折中的考虑。

从电源的角度看，光伏会因为四季分明的光照条件使得在冬天出力不高，会影响整个能量供给，所以还是需要配合风电来维持全年一定程度的可利用资源。

这样把历年数据做个模拟，尝试按照历史数据得出一个尚可稳定供应的容量来作为基负荷，这也可以实现第一步也就是降容，即实现接网容量小于负荷容量。

随着对负荷电量的不断采集，当具备一定的预测精度后，电源的运行可以和负荷相融合，而不是一味地以固定容量向负荷供电。

此时的目的是削减网供功率的尖峰，可以稳定运行使得整体网供功率不超过一个数值时就可以向电网申报更低的申报容量（如果允许按一定周期调整的话），这就完成了第二步，也就是降需。

虽然接入容量因为变压器已经就位无法改变，但利用650号文的申报机制使得实际使用的最大功率值不超过某个具体的数值，那么就用此数值作为申报容量，差额做备用，约定更高的经济惩罚。

那这两部为何不一起做，非要分期呢？因为我默认的是新增项目，老项目想要调整变压器容量是非常困难的，这涉及到停工停产，而且更换这么大个头的变压器实属不易也并不现实。

而规划时对于新增项目的实际负荷也只能是根据经验盲猜，没有实际数据做模型，所以为了求稳妥也只能先搞出可以稳定供电的基础容量实现降容，然后根据运行情况调整策略进行降需。

虽然这并非是理论上的最优解，但可以让渡一些经济效益以弥补规划时期的不确定。

以上这段内容仅当参考，因为真正涉及到一个项目的规划时绝对不是三言两语就可以说清楚的。而且650和1192号文提出的政策真正在项目执行层面，电网对这几类容量做了哪些要求还不得而知，毕竟一个较为笼统的概念就有各式各样的解释空间。而我只是想提供一个二段式的思路，给有需要的读者朋友。

回到我们解释政策的主题上，关于输配电费新公式的方方面面我觉得差不多就分析完了，一些细节点见图。

除了基本电费，其它和工商业用户有关的价格我们也不能忘，而且尤其涉及自发自用电量应缴应担的那些费用，我们也要梳理一下脉络。

下一篇，我们就顺着7号文，650号文和1192号文，来看看这些应收和应缴费用说法上都发生了哪些变与不变，同时对比一下就近消纳和电网直供总电费上有哪些区别。