01先说结论
三句话，第三句最容易被忽略：
三个数挂在同一个峰值上
并网容量对应接入投资与容量费，最大需量对应基本电费，储能功率对应削峰能力。三者共同的输入只有一个：负荷曲线的峰值，以及你打算把峰值削到多少。
需量电费是回本最快的一笔
削 1 MW 需量，按 40 元/kW·月计每年值 48 万元；1 MW/2 MWh 储能约 180 万元。三年多回本，且不需要任何价差假设——这是源网荷储里唯一“算得准”的收益。
功率和容量是两笔账
功率由“要削多少峰”决定，容量由“要搬多少电”决定。按 2 小时固定配比（容量 ÷ 2 = 功率）会把两个数绑死，结果要么 PCS 过剩，要么电池不够。
配了 4 MW 储能把峰值从 14 MW 削到 11.5 MW，接下来会发生三件事：一是需量电费按 11.5 MW 计，每年省 120 万元；二是并网容量可以按 12.5 MVA 申请而不是 30 MVA，接入投资省几百万元；三是原本要向电网倒送的光伏电量被就地消纳，少买电。三项收益来自同一个动作，但往往由三个专业分别算、彼此不知道对方算过。
02三个数，分别决定三笔钱
| 参数 | 决定什么 | 由谁约束 | 对应的钱 |
|---|---|---|---|
| 并网容量 （变压器 / 接入点） | 倒送上限、接入工程规模 | 电网批复 + 削峰后的负荷峰值 | 接入投资约 250—350 元/kVA 一次性；容量电费按 kVA 计 |
| 最大需量 | 两部制的基本电费 | 12 个月各自的最大 15 分钟平均功率 | 35—45 元/kW·月，逐月计 |
| 储能功率（PCS） | 能削掉多少峰 | 最大需量 × 削减率 ÷ 放电能力 | PCS 约 0.1—0.15 元/W |
| 储能容量（电芯） | 能搬移多少电量 | 日峰谷电量差 + 备电需求 | 电芯约 0.5—0.6 元/Wh，含系统后 0.8—0.9 元/Wh |
表里最要紧的是第一行与第二行的区别：并网容量是“容量”，单位 kVA，管的是能不能送、送多少；最大需量是“功率”，单位 kW，管的是这个月最尖的那一刻有多高。前者一次定、长期不变，后者逐月变、逐月算钱。很多项目把两者当成一个数，于是并网容量按变压器铭牌申请，需量按变压器容量申报——两处都多付。
再往下看第四行：功率与容量是两个独立的决策变量，不是固定比例。同样是 4 MW 功率，可以配 4 MWh（1 小时，做需量削峰和短时套利），也可以配 20 MWh（5 小时，做全天搬移）。选哪个由用途决定，不由“2 小时”这个行业习惯决定。
多数地区按15 分钟平均功率的最大值计需量，也有按 5 分钟、滑差 15 分钟等方式。口径不同，储能削峰的效果差很多：15 分钟平均口径下，只要把 15 分钟内的高功率摊平即可；5 分钟口径下，储能的响应速度与功率都要更高。测算前先确认当地的计量方式，否则储能功率会配小。
03按容量计费还是按需量计费
两部制电价的基本电费有两种算法，二选一。哪种种更省，只取决于一个比值：实际最大需量与变压器容量之比，也就是负荷率。
按容量计费年费 = 变压器容量 × 容量电价 × 12；按需量计费年费 = 最大需量 × 需量电价 × 12。两者相等时的负荷率就是临界点：低于它，按需量计费更省；高于它，按容量计费更省。
以容量电价 30 元/kVA·月、需量电价 40 元/kW·月、功率因数 0.95 计：临界负荷率 = 30 ÷ (40 × 0.95) = 0.79。也就是说，负荷率低于 79% 的项目，按需量计费更省。而绝大多数工业负荷的负荷率落在 0.4—0.7，所以按需量计费通常是默认的正确答案。
| 项目 | 取值 | 年基本电费 | 判断 |
|---|---|---|---|
| 变压器容量 | 2 × 10 MVA = 20 000 kVA | 20 000 × 30 × 12 = 720 万元 | 按容量计费 |
| 未配储能的需量 | 14 MW | 14 000 × 40 × 12 = 672 万元 | 按需量，已省 48 万 |
| 配储能后的需量 | 11.5 MW | 11 500 × 40 × 12 = 552 万元 | 按需量，省 168 万 |
| 负荷率校验 | 11.5 ÷ 20 = 0.575 | 临界值 0.79 | 远低于临界，按需量明确更优 |
这张表说明一件容易被忽略的事：配储能带来的省电费是两段叠加的。第一段是“计费方式从容量改成需量”，省 168 万；第二段是“需量本身被削低 2.5 MW”，又省 120 万。前者不需要储能也能拿到（只要负荷率够低），后者才是储能的功劳。把两段混在一起说“储能省了 288 万”，会高估储能的贡献。
多数地区规定：申报需量低于实际最大需量时，超出部分按一定倍数（常见两倍）计费，或直接按实际值计。所以“申报 8 MW、实际 11.5 MW”这种操作不会省钱，只会罚款。正确做法是申报值贴近历史峰值、逐月调整，并在投产后用实际数据逐步下调。
04储能功率怎么定：三约束取最大
储能功率不是一个数算出来的，是三个需求取最大值，再看两个上限：
| 约束 | 算法 | 典型值（本算例） | 谁在提这个需求 |
|---|---|---|---|
| ① 削需量 | P = 最大需量 − 目标需量 | 14 − 11.5 = 2.5 MW | 电费单；通常这是最大的一项 |
| ② 消纳午间倒送 | P = 最大倒送功率 | 30 MWp 峰值出力约 24 MW，负荷 12 MW → 倒送 12 MW | 光伏装机与负荷的差值；若允许倒送则不需满足 |
| ③ 峰谷套利 | P = 目标套利电量 ÷ 可放电小时数 | 20 MWh ÷ 4 h = 5 MW | 价差时段的长度 |
| 上限一：并网点容量。储能充电功率叠加负荷，不能超过并网容量，否则充电时反而抬高需量。 | |||
| 上限二：电池倍率。2 小时系统按 0.5C、4 小时按 0.25C，功率不能超过电芯允许的持续倍率。 | |||
三个约束里，①与③常常打架：要削峰，储能在负荷高峰时放电；要套利，储能在价差高峰（往往也是负荷高峰）放电。同一度电不能卖两次。所以功率必须按两者中较大的那个配，容量按两者电量需求之和配，否则会出现“看着配了 5 MW，削峰时只能出 2.5 MW”的尴尬。
还要注意上限一，这是源网荷储特有的坑：储能充电时是负荷，如果充电安排在负荷低谷但并网容量已接近满载，充电会把需量顶上去，等于削了峰又造了一个新峰。解决办法是把充电排在光伏出力时段（就地充），而不是夜间低谷从电网充——这样既不增加并网需求，也不产生充电电费。
05一个完整算例：30 MWp + 4 MW/20 MWh
项目条件：年用电 8 000 万 kWh，最大需量 14 MW，变压器 2×10 MVA 已建，两部制按需量计费 40 元/kW·月，光伏 30 MWp（年发电 3 300 万 kWh），当地峰谷净价差 0.6 元/kWh，自用电价 0.65 元、上网 0.35 元。配 4 MW/20 MWh 储能：
| 收益项 | 算法 | 年金额 | 确定性 |
|---|---|---|---|
| 需量电费节省 | 削 2.5 MW × 40 元/kW·月 × 12 | 120 万元 | 高，按月可核 |
| 峰谷套利 | 20 MWh × 0.6 元 × 0.88 × 330 天 | 348 万元 | 中，依赖价差与时段 |
| 消纳提升 | 多消纳 330 万 kWh ×（0.65 − 0.35） | 99 万元 | 中，依赖自用与上网价差 |
| 合计 | — | 567 万元 | — |
| 储能投资 | 20 MWh × 0.95 元/Wh（含 PCS 与安装） | 1 900 万元 | — |
| 静态回收期 | 1 900 ÷ 567 | 3.4 年 | — |
把三项收益按确定性排一下：需量节省 120 万是“确定的”，峰谷套利 348 万是“有条件的”，消纳提升 99 万是“看电价结构的”。如果当地净价差只有 0.35 元，套利收入降到 203 万元，合计 422 万元，回收期拉长到 4.5 年——仍然成立，但吸引力明显下降。
反过来，如果这个项目没有峰谷价差（比如执行单一电价），只靠需量节省 120 万，1 900 万投资要 15 年才回收，项目不成立。这就是为什么源网荷储项目必须先看当地电价结构，再看负荷曲线：电价结构决定储能有没有第二笔收入，负荷曲线决定储能能省多少。
顺带算一下并网容量省下来的钱。如果不配储能、按光伏 30 MWp 申请接入，并网点要 30 MVA；配了储能、光伏全部就地消纳，接入点只需按削峰后峰值 11.5 MW × 1.1 ≈ 12.5 MVA 申请。少 17.5 MVA，按 300 元/kVA 计省接入投资约 525 万元，如果改按容量计费，每年还少付 17 500 × 30 × 12 = 630 万元。这笔钱不在储能的账上，但它是储能带来的。
06四条协调规则
| # | 规则 | 违反的代价 |
|---|---|---|
| 1 | 并网容量按“削峰后的负荷峰值 × 1.1”申请，不按光伏装机容量 | 按 30 MWp 申请 30 MVA，多付 17.5 MVA 的接入费与容量费，而实际峰值只有 11.5 MW |
| 2 | 需量申报逐月调整，贴近实际峰值，不按最高月一次报满 | 一年 12 个月都按最冷/最热月的峰值付费，多数月份白付 |
| 3 | 储能功率按“要削的峰”定，容量按“要搬的电”定，两者分开算 | 按 2 小时配比（20 MWh → 10 MW），PCS 过剩一倍、电池不够套利 |
| 4 | 需量控制优先于峰谷套利 | 套利少赚是少赚，需量超了是罚款，且罚则按倍数计 |
第四条值得多说一句。运行策略上有优先级：第一优先是“任何时刻不超过目标需量”，第二优先是“在不超过的前提下把价差套满”。这两条在多数时段不冲突，但在夏季连续高温、负荷顶到峰值的那几个小时一定会冲突。此时如果策略选的是套利，储能会在最不该放电的时候把电放完，然后峰值冲高、当月需量电费按最高算——省下的几百元套利，换来几万元需量电费。
规则一还需要一个前提：光伏必须全部就地消纳、不向电网倒送。如果项目允许倒送（余电上网），并网容量就得按“最大倒送功率 + 负荷峰值”定，规则一改写为“按不含储能的净交换功率峰值申请”。这一点各省的接入规则不一样，要先确认。
07三个最容易错的地方
“装 30 MWp 就要 30 MVA 变压器”——这是把“发电能力”当成“并网需求”。如果光伏全部就地消纳，并网点看到的净负荷可能远低于装机；如果按装机申请，多出来的容量既不用、也要付接入费。反过来也有风险：如果项目确实要倒送，按负荷峰值申请会导致倒送受限、弃光。关键是先确认“允不允许倒送”，再定容量。
一年里最高的那个月在 7 月（空调负荷叠加生产），其余 11 个月都远低于它。如果按 7 月的峰值申报并全年适用，等于每年多付几百万。需量申报是可以逐月调整的，多数地区允许每月申请变更；正确的做法是按“下月预测峰值 + 3%—5% 余量”申报。
“配 20 MWh、2 小时，所以功率 10 MW”——这个算式的隐含假设是“储能只做 2 小时的满功率放电”。但源网荷储里储能的功率由要削的峰决定（本算例 2.5—5 MW），容量由要搬的电决定（20 MWh）。两者独立算，可能得到 4 MW/20 MWh（5 小时），也可能 8 MW/20 MWh（2.5 小时）。按固定小时数配，等于放弃优化。
08下一步
三个数定完，源网荷储的容量方案就闭环了。接下来是电价与政策层面的问题：绿电直连的过网费怎么算、绿电比例怎么核。这两个场景的文章在准备中。
09口径与引用说明
本文的电价、造价与规则均为示例，具体项目须以下列材料为准：
- 基本电费的计费方式（按容量 / 按需量）、容量电价与需量电价、需量计量口径与申报变更规则，各省差异较大，以当地供电营业规则与供用电合同为准；本文 30 元/kVA·月、40 元/kW·月、15 分钟口径均为示例；
- 申报需量低于实际需量时的罚则（倍数、追溯方式）各地不同，本文只提示存在该风险，不引用具体倍数；
- 储能造价按 0.95 元/Wh（含 PCS、EMS 与安装）计，随电芯价格与项目规模波动；接入投资按 300 元/kVA 计，随电压等级与线路长度变化；
- 光伏年利用小时按 1 100 小时计，为华东地区示例；自用电价 0.65 元、上网电价 0.35 元、净价差 0.6 元均为示例，不作为承诺；
- 并网容量能否按“削峰后峰值”申请，取决于当地对新能源接入与倒送的管理要求，须在接入系统设计阶段与电网确认；
- 本文的容量配置与运行策略在能耀的 XDesigner 中完成，按 8 760 小时逐时仿真，需量控制与套利策略作为约束同时优化，输出 15 张财务报表。
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同系列前两篇，以及储能场景里讲需量与价差的一篇。