表后的涉电服务有很多种形式，最为人熟知的就是零售购电、分布式光伏以及工商业储能。
对于同一个电力用户，这三类表后服务可能各有服务商，也可能是三者合一。
先不论最后的服务主体是否是同一个单位，但这三类服务肯定存在一些重叠的地方。
倒不是说某类服务所带来的效果其它类型的服务也可以替代，而是说三类服务所面对的服务范围可能会有重叠的部分。
那么不同的服务类型之于相同的服务范围，就可能会引发收益上的变化，甚至发生1+1+1＜3的情况。
本篇就尝试分析一下这三类服务之间的一些碰撞，这样就可以从售电公司的角度，看看分布式光伏和工商业储能是如何影响零售收益的。
无光无储时的零售假设
零售购电服务的范围是用户的全部下网电量，无光无储时，售电公司的零售收入就是用户的用电量×零售电价。
如果签约的是零售一口价，那么以总电量为结算依据；
如果签约的是零售分时价，那么以分时段电量为结算依据。
售电公司给到的零售价格可能是一个固定数值，也可能是部分固定，部分市场联动。
联动的部分多以现货市场当月交易均价为准。方便起见，我们假设零售价格为固定价格形式。
售电公司代理用户电量参与批发侧市场交易，因为中长期电量要求一定的签约比例，而且其中大多数电量签约的都是在年度双边交易中。
那么一个售电公司为了能够盈利，和用户签约的零售电价多半是要高于其在年度双边交易中签约的价格，这其中的价差也就成为了售电公司收益的来源。
也是为了方便起见，我们假设售电公司代理用户的全部电量都放置于年度双边交易中，批零价格分别为0.37元/度和0.39元/度。
负荷曲线方面，用户实际负荷电量与日内的统调分解曲线一致，年度长协合约也采用统调分解曲线，那么在用户用电量不产生任何偏差，售电公司在日前市场申报完全按照预测曲线的情况下，某用户某日10万度电的使用量就可以给售电公司带来2000元的收入。
同样的条件下，如果售电公司与零售用户签约了分时零售价格，24小时每个时段的浮动系数约定如上，同时假设这些时段的划分以及系数的要求与行政分时电价政策一致，也就是说执行零售一口价的用户，它的到户电价依然会有分时价格的区分。
执行分时零售价格的用户，因为24个时段内用户使用电量不一致，所以为了能够依然获取整体度电2分钱的价差，售电公司的零售平段价格取值应为目标电价/峰谷因子。
具体算式见图，也就是说分时零售的平段电价设定为多少时，按照规定的系数以及用户的电量分布可以使得零售电费减去批发侧支出后的盈余依然维持2000元。
计算得出这个价格约为0.3777元/度。两种零售方式下售电公司的零售收入和批发支出见上图，总利润都是2000元。
这是基础的零售背景假设，目的是为了看看当光伏和储能加入后对于售电公司的零售电费以及批发侧支出电费的影响，进而可以看出最终的利润是增还是减。
自发自用的光伏加入
假设该用户安装了分布式光伏发电系统，日发电量2万度，全部自用。自用电量占比用户总电量达20%，五分之一。
分布式光伏替代了2万度的下网电量，那么售电公司代理的电量就变为了8万度，这8万度去中长期市场中的年度双边交易购电，价格依然是0.37元/度，执行的曲线依然是统调负荷曲线。
我们刚才假设，没有光储接入时，用户负荷电量分布和统调曲线分解情况一致。
但现在在白天时段被光伏抠出去了一部分下网电量，用户的实际下网电量总额发生了变化，而且在各时段内的分布也发生了变化。
拿着剩余的8万度电去签约，想要获取与之前同样的年度长协价格，那么势必还要遵循之前的曲线。
所以通过中长期交易而形成的这8万度电在24小时时段的分解电量和用户实际的下网电量分布就会发生偏差。
而这些偏差电量不事前处理的话就要执行现货市场价格，正偏差以现货价格购入，负偏差以现货价格卖出，这里的正负方向为实际负荷量-合约分解负荷量。
或者也可以通过现货市场开闸前的滚动撮合来进行曲线的修正，同样需要把正偏差的电量再进行购入，把负偏差的电量进行售出。
虽然滚动撮合在各时段成交的价格和现货市场出清价格并不完全一致，但因为二者的交易窗口较近，价格的高低趋势也比较趋同，方便起见，我们将二者归一。
设置一组各时段的参考均价，作为偏差电量的结算依据，至于是滚动撮合还是现货交易来处理偏差电量不重要，我们要观察的是偏差电费纳入购电成本后售电公司的收入变化。
这里还有一个假设就是售电公司依然按照用户实际的负荷电量进行日前申报，而且用户用电相较于日前申报不发生偏差，所以也无需在考虑实际和日前偏差电量的处理，统一只进行实际电量和合约分解电量之间偏差的处理即可。
光伏接入后，全部电量自用，白天一些时段的下网电量发生变化，用户实际的负荷曲线相较于合约电量分解曲线就发生了一些偏差。
光伏不发电的时段发生正偏差，需要以滚撮/现货均价进行购入，增加一部分成本；光伏发电时段发生负偏差，需要以滚撮/现货均价进行售出，减少一部分成本。
全时段偏差电费加和之后，整体偏差电费为1511元，数值为正，按照“照付不议、偏差结算”的方式，中长期合约电费为0.37×80000=29600元，偏差电费为1511元，合计批发侧购电成本31111元。
零售侧如果是一口价的形式，那么零售电费=80000*0.39=31200元，合计零售利润89元。
如果是零售分时的形式，那么零售电费为31964.11元，合计零售利润为853.11元。
没有光伏时，零售整体利润为20000元。光伏的接入降低了下网电量，削减了零售电费；同时也因为改变了负荷曲线，产生的偏差电量增加了售电公司对应的购电成本。
削峰填谷储能的加入
无光有储的情况下，方便考虑，储能只做一充一放，即在8个低谷时段（0-6,11-13）进行充电，每小时充电2500度，合计2万度。
在8个高峰时段放电，每小时放2500度，暂不考虑充放电损耗。
2万度电量的转移没有降低售电公司的零售购电量，但却改变了用户下网电量的时段分布，所以依然会产生偏差电费。
10万度电量的中长期交易结果没变，执行的分解曲线没变，但实际负荷电量因为充放电的存在发生了变化，而各时段的偏差电量也就是对应的充放电电量。
这些电量执行滚撮/现货价格，形成偏差电费，合计为-7250元。
也就是说售电公司虽然要在储能充电的时段购入更多的电量，但却可以在高峰时段因为储能的放电而售出一些已购电量，实现套利。
那么在有储能的情况下，批发侧这10万度的购电成本由原来的37000元变为29750元。
零售侧如果是一口价的形式，那么零售电费=100000*0.39=39000元，合计零售利润9250元。
如果是分时价的形式，那么零售电费为29935.85元，合计零售利润仅为185.85元。
分时零售用户确实因为削峰填谷储能的存在而降低了零售电费支出，售电公司也因此降低了批发侧的购电成本，但因为二者下降幅度不同导致售电公司利润反而可能会降低。
这里可能会有些疑问，零售如果是一口价的为何用户还要选择上储能呢？
有些零售一口价的用户虽然没有零售分时，但可能会执行行政分时，即以这个零售一口价为平段基数再行上下浮。
只不过，这样形成的分时电费并非是售电公司的收入，售电公司只拿走总电量×平段电价的部分，其余归于峰谷损益，这方面的内容之前有关分时电价的文章已有介绍。
光储一体
用户配置了如上篇文章表后光储：绝对价格OR相对价差所述的光储一体化设备，致力于将光伏白天发电量全部转移到晚高峰时段使用。
储能的放电量可控，方便讨论我们将同容量光伏白天所发的2万度电在日落之前全部存储到储能电池中，同时在晚间18-23点这5个高峰时段进行放电，每个小时放电4000度，负荷可以完全消纳。
负荷实际时段用电量、相同总下网电量的合约分解电量以及对应偏差电费如图，偏差电费为-4352.5元，因为晚高峰5个时段的放电量释放了售电公司已购的2万度合约电量，可以以更高的滚撮/现货价格售出，实现了套利。
整体的购电成本为80000 × 0.37 - 4352.5 = 25247.5元。
零售侧一口价，零售电费 = 80000 × 0.39 = 31200元，合计零售利润5952.5元。
零售侧分时，零售电费为26914.47元，合计零售收入利润为1666.97元。
小结
统计几种情况下的收益：
可见，在我们假设的规则和价格下，单独分布式光伏的加入严重影响售电公司的利润，因为白天多是滚撮/现货低价时段，而以相对较高的年度长协购入的电量要以较低的价格售出，所以会有较大的正偏差电费，带高购电成本。
单独储能接入会受到零售一口价方式的售电公司欢迎，被抬高的谷段电量可以以更低的滚撮/现货购入，被降低的峰段电量又可以以更高的价格进行售出，两头讨便宜，大大降低购电成本，而且因为一口价的方式不会降低零售侧的电费。
但如果是零售分时用户，因为购电成本下降的幅度可能没有零售电费下降的更多，所以可能引发利润的缩水。
光储一体式的接入，全部白天电量转移到晚高峰释放，对于一口价售电公司来说依然是利好，但因为少了充电时段的批零价格收益导致没有单储能时的收益高。
而如果是零售分时的情况，收入虽然缩水，但持有利润和原有利润（2000元）处于同一水平，是可以值得双方探讨找到双赢点的一种接入方式。
一些零售分时用户想要接入光伏或者储能的话，售电公司可能会比较抗拒，他们的理由有三：
第一、储能削峰填谷必然会降低零售的分时电费。
第二、光伏会削减用户的零售电量，也会造成零售电费降低。
第三、售电公司批发侧购电中的大部分电量是一口价的中长期合约形式，批发侧购电成本相对稳定。
但我觉得不能单纯地以这3个显而易见的理由就拒绝或者给表后光储的应用设置障碍，双方还是应该从市场规则出发找到一个可以共赢的应用场景。
而且，很多售电公司在经历过交易的洗礼之后也会迈入到用户综合电力管家的身份，对于表后的其它业务也要成为交易外的重要的营生，所以远期看表后光储应用和电力零售服务是一个双向奔赴的事儿，而不是眼下二选一的局面。
为此就需要光储从业者更加了解市场，了解交易规则，也需要售电公司和用户更加了解光储的功能和其能够覆盖的场景。
当然，受限于我们这个小模型的诸多假设以及价格水平的设置，实际的售电公司在光伏储能接入之后的收益变换可能会随着市场价格的波动呈现不同的结果。
但这并不妨碍售电和光储一起寻找优化解，成为表后互助互惠的好兄弟。
