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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，电量的产生是功率跟着时间的积累。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，有一定的概率会影响到用户的月实际最大需量值。若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。
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，还要详细情况具体分析。
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kW已不再是最大需量，而是午间谷段的653kW。
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”。
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，储能项目不但可以削峰填谷套利，而且还有很大的可能性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，但怎么样处理也有很多做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能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。
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。
再说充电桩怎么样影响基本电费，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。
这其实是我的一个脑洞，我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。
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。
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，它不单单是个移动的储能，还是能堆积用电量的负荷。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，面对那些宣传储能有“六脉神剑”的产品，我们仍旧是要慎重，多用数据说话。
如果您也对相关电价电费的研究感兴趣，能联系我，咱们一同讨论、学习和进步。如果您有实际的用户电费账单看不懂或者想要做些分析，也请您联系我，我会尝试帮您解读。
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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。（来源：微信公众号“黄师傅说电”作者：黄师傅）比如，分布式光伏。采用“自发自用、
如果提到基本电费管理，仅仅知道容改需，还是比较初级的。这类低垂的果实越来越难摘，不仅因为多数用户已经选择了最佳的缴费模式，而且慢慢的变多的信息对称，让原本伪装成“高科技”的“容改需”服务逐渐祛魅。当然基本电费的管理绝对不单单是个选择的问题，亦如上篇文章所述，很多已经执行了最佳缴费方
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。（来源：微信公众号“黄师傅说电”作者：黄师傅）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。若企业已经在最优的基本电
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能够区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。（来源：微信公众号“黄师傅说电”作者：黄师傅）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
2018年以来，对需要缴纳基本电费的两部制用户，国家规定了三种缴纳基本电费的方式，分别是按容量缴纳、按合同最大需量缴纳和按实际最大需量缴纳。（来源：微信公众号“黄师傅说电”作者：黄师傅）用户依据自己用电特性，可按季度修改缴纳基本电费方式（每3个月可修改一次）。若选择按合同最大需量缴
需量，即需求量。在电力领域泛指用户对于用电功率的需求，能够理解为在某个时刻，用电户从电力系统获取的瞬时功率值。（来源：微信公众号：黄师傅说电作者：黄师傅）而实际最大需量，就是这众多需量中的佼佼者，那个最大的值。其有时间范畴，目前是一个抄表周期内抄见一个值。大多数省份的抄表周期都已
目前，两部制电费用户缴纳基本电费方式有按供电容量缴纳，按合同最大需量缴纳，按实际最大需量缴纳三种方式。各省或地区容量及需量电价随各监管周期输配电价核定文件一同公布。（来源：微信公众号：黄师傅说电作者：黄师傅）浙江省第三监管周期输配电价容（需）量电价按容量缴纳按供电容量缴纳基本电费
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两部制电价一直是电力系统的特色，不论是在发电侧、电网侧还是用户侧，处处可见两部制电价的身影。在用户电价构成的系统运行费中有煤电机组的容量电价，有抽水蓄能电站的容量电价，这就是给予发电侧发电机组和电网侧抽水蓄能电站机组予以固定资产投入补偿而产生的电价。该部分价格的产生都是由国家核定
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电力市场化改革后，2021年发布的1439号文取消了工商业用户目录电价，电价随市场波动。作为工商业用户，电费必然的联系到自身的经营成本，部分行业的电费成本可以占到总成本的20%以上，那么这时候，看懂电费核查联就显得很重要。用户可以从电费核查联上看到每个月的电费金额和用电量等信息，但很多用
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2023年，内蒙古全区全社会用电量4823.2亿千瓦时，比上年增长12.4%。其中，工业用电量4201.1亿千瓦时，增长11.7%；在工业中制造业用电量增长12.8%。全区货运量完成23.4亿吨，比上年增长12.8%。其中，公路货运量增长15.5%，铁路货运量增长8.5%；货物周转量5535.9亿吨公里，比上年增长6.7%。12月份，全区
本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势，本周网供电量环比上周略降0.6%；水电上网电量环比上周下降0.2%；火电上网电量环比上升0.2%；新能源上网电量环比上周上升3.9%；外购电量环比上周上升18.36%；留川电量环比上周下降12.5%；外送电量环比上周上升32.4%。综合看来，本周各项指标的趋势表现为：外送外
2023年，全省能源系统全面贯彻党的二十大和二十届二中全会精神，深入贯彻习“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹发展和安全，全力推动能源安全保供和清洁转型。整体看来，全年能源供需形势平稳有序，电力、天然气消费迅速增加，能源结构持续优化，能源高水平质量的发展取得新成效。电力需求
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