随着全球对清洁能源的重视和环保理念的深入人心，分布式光伏发电作为一种新兴且高效的能源利用方式，在电力系统中的地位日益凸显。它不仅仅可以大大降低碳排放，助力实现“碳中和”目标，而且在电价政策尤其是基本电费方面，也带来了深刻的变革和挑战。

　　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。

　　分布式光伏发电，顾名思义，是将太阳能电池板分散安装在用户端或靠近负荷中心的地方，直接转换为电能供本地使用，多余电量还可并入电网。这一模式下，用户既可以自给自足，又能在某些特定的程度上减轻公共电网的压力，同时通过出售剩余电力获取收益。

　　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（我称之为电量电费）虽然占企业电费的大头，但毕竟不是全部。

　　基本电费，作为电力费用的一种构成部分，通常是对用户占用电网容量资源的一种补偿。然而，在分布式光伏发电普及后，传统的基本电费计算方式面临调整。一方面，拥有光伏设备的用户在满足自身用电需求的同时，减少了对公共电网的依赖，理论上应降低其基本电费；另一方面，当用户的光伏系统向电网输送电力时，他们实际上成为了小型发电企业，对于这部分用户，是否继续收取全额基本电费，或是按照新的标准做计费，成为电力市场改革亟待解决的问题。

　　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，这也就从另一方面代表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。

　　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用本地的光伏电量，而每使用一度光伏电量，就等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。

　　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。

　　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。

　　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上限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，所以某些特定的程度上，光伏发电会影响这个月实际上限功率。

　　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，若用户用电负荷的上限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，至于能否影响到最大需量，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，并不可能影响它变高。

　　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，使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，使用户“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，没有办法获得需量电费的10%减免。

　　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：

　　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，能够轻松的享受需量电费的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：

　　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。

　　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。

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