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发布：2026-06-03 · 事件：2026-06-03 08:03:27

在136号文正式执行的第一年，新能源配储 正式迈入“市场化自主选择”阶段 。 面对逐步走低的市场化电价、高比例限电以及愈发严苛的两个细则考核， 光伏收益率进一步走低、甚至多个区域的项目进入实际亏损阶段，越来越多的发电企业开始转向考虑新能源配建储能一体化运营方式。 当配储变成一个必选项时，配不配、怎么配的本质仍然是项目的“经济帐”。

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在136号文正式执行的第一年，新能源配储 正式迈入“市场化自主选择”阶段 。 面对逐步走低的市场化电价、高比例限电以及愈发严苛的两个细则考核， 光伏收益率进一步走低、甚至多个区域的项目进入实际亏损阶段，越来越多的发电企业开始转向考虑新能源配建储能一体化运营方式。 当配储变成一个必选项时，配不配、怎么配的本质仍然是项目的“经济帐”。 一方面 ，光伏配建储能后， 收益能否覆盖成本，光储能否形成协同效应，具体的增值体现在哪里，如何计算； 另一方面 ，配建储能的比例怎么确定？很难通过单一边界进行测算，具体收益路径背后如何计算最佳比例？第三，新能源配建储能还涉及到进入电力市场的一体调度、联合出清、策略申报等，在实际运营上能否达到投标回报要求？ 在此背景下，本文从电力市场实操与结算角度出发，梳理山东光伏电站配建储能的三大收益路径，为投资方、业主方及运营商提供决策参考。 电能量收益 —— “ 拯救 ”弃电 不仅看 峰谷 价差 “十四五”以来，山东光伏装机持续高速增长，午间光伏出力集中叠加同期用电负荷相对偏低使得午间电力过剩矛盾日益尖锐，弃光限电问题明显加剧。系统平衡压力持续凸显 的同时， 午间 现货低价与新能源 限电频次 近两年不断提升 ， 导致光伏场站收益下滑 。 合理配置储能系统，不仅在技术上可有效降低限电率，更能在经济上通过分时电价差和各类补偿机制实现额外收益。 具体来看，以一个 40MW光伏电站的真实案例来看： 某日发电量为60.2MWh，但因电网消纳压力，中午时段10到15共有12.4MWh电量被限制上网，同时这6个小时内还出现了负电价。当天实时均价为282元/MWh，而峰谷价差最高达到643元/MWh。 若按光伏额定容量 10%配置一套4MW/8MWh储能系统（直流侧融合方案，充电效率96%、放电效率93%），考虑SOC 5%-95%约束，理论上可“拯救”弃电量7.46MWh，转换后有效释放电量6.696MWh。 配建储能之后，对光伏场站带来的收益改善体现在三方面，一是纯现货价格结算，如果时段 22、23按实时均价卖出，增收约 3,660元 ；二是 叠加机制电价补偿，按当月补偿价 290.5元/MWh，80%电量享受补偿， 收益约 5,216元 ；三是，如果是 带补贴项目，现货 +机制电价+发电补贴三重叠加，额外收益可达 7,225元 。 可见，储能价值并非仅限于低充高放的价差套利，容量补偿、机制电价乃至发电补贴都能让被 “拯救”的弃电身价倍增。 另外需要注意的一点是， 与独立储能和工商业储能运行模式不同，在 “抢救”弃电时， 光伏配储不应对标 峰谷 价差，而应 考虑 晚高峰或次日早高峰的放电价格 ； 若没有弃电，将本应上网的发电量充入储能， 则需要考虑该时段本应放电的 机会成本 ，此时峰谷价格应在收益模型中考虑 。 在价差方面，可以参考的是， 2025年山东最高两个小时均价为487元/MWh，最高与最低两个小时价差均价为456元/MWh，除8月迎峰度夏午间负荷较高以及10 月 连续 20多天阴雨天气外，分月价差均价均在300元/MWh，且大多都高于450元/MWh （这个数字对反算投资回报有支撑性意义） 。 高峰价格方面， 2026年前4个月，山东最高两小时均价较去年同期上涨约34元/MWh，同比增长7%。 当然，价格 上涨 受 多重复杂原因影响 ， 包括供需关系、市场规则、市场主体申报策略等变化。 从供需角度来看， 2026年3月风电发电量同比下降36.7%；在 市场规则角度， 2026年施行的电力市场规则中，影响电力市场供需紧张时的价格弹性的参数整体趋于宽松。 例如，2026年判定市场紧张的供需比阈值从1.5提高到1.65，高峰供需比从1.15提高到1.25，以及 “紧张”状态下的收益上限、事后允许的利润空间大幅增加，导致高峰时段价格提高。即使在“五一”负荷低谷期，每天仍出现500元/MWh以上的分时价格。 另一方面，关于光伏电站的弃电量测算，需要注意的是， 很多 光 伏配储收益测算 直接用 场站的 年度 总 弃电量 来 测算配储 投资 收益 ，这会存在严重 偏差 。 在上述案例中，全天弃电 12.4MWh，受储能容量限制仅约60%被储存，再扣除充放损耗，最终仅约54%转化为有效收益。若投资更大容量储能，在弃电高发日收益更高，但在其他月份储能利用率将下降，可能拉低整体回报率。 该案例是选自2026年3月的某日，从下图可以观察到山东省3~5出现负电价的概率远高于其他月份，较高的储能容量导致其他月份容量限制。 此外，中午充电、晚高峰放电是安全边际较高的日前申报策略，但也需要评估中午电价高于晚高峰的风险。下图按月统计了 2025年来中午电价高于晚高峰的天数。 因此，科学配储需利用算法模型， 综合完整电力现货运行周期来优化容量方案 。 还有一个值得关注的是容量补偿规则变化。 2026年光伏容量补偿计算基准从“全天平均”调整为“负荷高峰时段”，奉行“谁在系统最需要时顶得上，谁获得补偿”。比如，配储电站在尖峰时刻放电， 20%的非机制电量可获得容量补偿，储能恰可弥补光伏晚高峰 无法发电 的短板。 配储测算模型中需要考虑的因素复杂且多样化，譬如 机制电价和发电补贴是否计入配储收益，是投决中的考量 之一 。根据《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》 (鲁发改价格〔2025〕871号)，存量项目机制执行期限按项目全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者确定，存量光伏全生命周期合理利用小时数为22000小时。部分主体认为这两部分收入迟早获得，不计入当期；也有大部分主体将其计入当期利润。 综上， 我们通过 配储收益正向测 算 的 不同情景下 ， 考虑投资成本，配储是具有吸引力的。 如果再从反向 验证： 4MW/8MWh投资成本约536万元（包括AGC改造和EMS控制系统开发），按4.5年静态回收期要求及 储能充放 系统效率 等因素 ， 该投资 需年均电能量收益单价约 466元/MWh，从当前市场条件观察，可实现性较高。   两个细则考核管理：储能的 “减罚”效应 2026年1 ~ 3月，山东集中式光伏考核费用分别为0.89亿元、0.60亿元、1.07亿元，约95%来自发电计划曲线偏差考核（约占30%）和功率预测偏差考核（约占65%），考核费用折合290-320元/MWh。 风电考核费用更高， 2026年1~3月考核费用分别为2.05亿元、1.4亿元、2.25亿元，与光伏相同，约95%总考核费用来自调度计划曲线考核（~30%）、预测偏差考核（~65%），考核费用在295元/MWh~340元/MWh。   如果无法合理通过提高功率预测能力或通过储能调控，该考核费用在 2026年上半年过渡期后，预计还会继续上涨。想了解如何通过储能降低偏差考核，想要了解这两个主要考核费用的产生和结算逻辑。 发电计划曲线偏差考核 的核心是：电网下达发电指令，实际出力跟不上就受罚。 考核电量  = γ × Σ[∫(|实际出力 - 计划出力| - 允许偏差)dt]。 这里有两个关键变量，决定了罚单金额： 允许偏差范围视场站容量而定 ， 惩罚系数 γ视电网供需情况而定 。 1、 允许偏差范围， 视场站容量： 大型电站（ ≥1000MW）：允许偏差仅±1% 中型电站（100MW~1000MW）：允许偏差±2% 小型电站（<100MW）：允许偏差±3%，且有±1MW保底 2、 惩罚系数 γ， 视 电网供需情况： 供大于求或正常状态： γ=3 供应紧张（实时电价> 500元/MWh）时： 如果出力低于计划（系统缺电时掉链子）， γ = 5 如果出力高于计划（ 链子虽然掉了，但掉的挺是时候 ）， γ = 1 可以看到，功率预测偏差考核 的核心是：提前报出的预测与实际偏差过大，加重电网调节负担。 考核电量  = Σ[∫(|可用/实际功率 - 预测功率| - 允许偏差)dt] × α。 这一公式里，也有两个核心 元素 ： 1、 是否限电，决定了 “标杆”和允许偏差 非受限时刻：以实际功率为基准，允许偏差：日前 /日内20%，超短期15%。 受限时刻：以可用功率（原本能发出的功率）为基准，要求更宽松一点：日前/日内23%，超短期18%。 默认无论哪种情况，都至少给 ±1MW的允许偏差底线。 2、 偏差程度，决定了惩罚折扣系数 α 根据 “相对偏差”的大小，α 分三档： 偏差较小（相对偏差＜ 50%）：α = 0.1 偏差中等（相对偏差50%~100%）：α = 0.3 偏差极大（相对偏差≥100%）：α = 0.7 另外，为 防止过高罚款， 月度考核电费设有上限： 日前预测考核电量 ≤ 月上网电量的 8% 日内预测考核电量≤ 月上网电量的 5% 超短期预测考核电量≤ 月上网电量的 8% 这一点，根据光伏场站全年模拟数据，通过配建 10%储能约可降低58%的考核费用，预测不确定更强的风电可节省费用空间更高。 厂用电成本降低 第三个值得值得探讨的配储价值的是光伏场站厂用电，这一部分占比虽不足 2%，但非发电时段电价较高，尖峰时段尤为突出。   计算厂用电节省收益，需要以用电企业的视角分析。 1439号文后，用电企业有三种参与市场方式：国网代理购电——按月公布价格，尖峰时段可达平段的2倍；与售电公司签订零售合约——主流套餐为与批发成本联动的分时电价，形态与现货基本一致；直接参与批发市场——自主购电，成本与零售接近。 采用国网代理购电的场站，计算节省成本相对直接，以 300-330元/MWh的平段价格叠加1.7-2.0倍系数即可得出替代成本 。 采用后两种方式的场站，则需要对现货价格有一定预判。 配储后，电站在尖峰时段可将储能电量替代高价下网电力，实现厂用电降本。   结语 综合来看，山东光伏配储已从行政指令走向精细化测算。电能量增收、考核减罚、厂用电降本三条路径环环相扣，彼此之间亦存在冲突需平衡。收益模型不仅要看峰谷价差，更要将容量补偿、机制电价、考核规则变化纳入全景考量。 这一测算过程， 考验的是对山东电力市场规则的深度理解、对行情节奏的精准把握、对不同主体参与市场方式的熟悉程度。本质上是方法论的一次升级 ——从算年度“大账”到以现货为颗粒度的“细账”，从简单的“加减乘除”进阶为运筹优化与机器学习模型驱动的综合收益测算与 储能容量 最优配置求解。 136号文松绑之后，配储不再是“过网门票”，而是“能不能多赚”的经营工具。算好三本账，光储协同的价值，正在山东现货市场中被重新定义。光伏配储这道题，答案不在纸面上，在每一日的现货报价与每一次的充放决策里。 在此背景下， 2026年6月12日 由中国光伏行业协会光储专委会联合光伏們、储能与电力市场、风芒能源共同主办的 “新能源主动配储与一体化运营培训研讨会” 将在山东济南举行。会议针对集中式风光场站、分布式光伏，从 调度机制、测算模型、硬件改造、一体化运营 等方面展开深入分享，以期在市场变革期，为行业从业者提供具有操作性的建议。 扫描文末海报二维码报名参会 会议议程如下： 责任编辑：孙琦懿