光伏們 微信公众号 行业动态

发布：2026-06-09 07:00:59 · 事件：2026-06-09 07:00:59

新能源全面进入电力市场已逾一年， " 不保量、不保价 " 从政策文件变成财务报表上的数字。 光伏們关注到， 2025 年以来，多省新能源上网电价持续下滑，午间光伏发电集中上网时段甚至出现地板价。限电率攀升几乎是各省共同趋势 —— 西北省份平均超过 30% ，部分中东部省份也从 " 消纳无忧 " 滑向超过 10% 甚至逼近 30% 的限电水平。

能源金融贸易光伏电力系统双碳

新能源全面进入电力市场已逾一年， " 不保量、不保价 " 从政策文件变成财务报表上的数字。 光伏們关注到， 2025 年以来，多省新能源上网电价持续下滑，午间光伏发电集中上网时段甚至出现地板价。限电率攀升几乎是各省共同趋势 —— 西北省份平均超过 30% ，部分中东部省份也从 " 消纳无忧 " 滑向超过 10% 甚至逼近 30% 的限电水平。 光伏电站的“生存之争” 在种种困境的加持下，“目前市面上基本没有企业投资单一的光伏电站资产了，光伏资产比重高的央国企在今年上半年都感受到了财务指标的投资导向，某央企一季度亏损高达数亿元，多个省公司上半年亏损几千万，这对于光伏投资来说，都不是好的指征”，光伏們在近期调研中了解到，从2025年以来，多家央国企收缩了光伏电站的投资力度，“大部分央国企都在探索绿电直连、零碳园区等就近消纳的商业模式，纯上网的项目受冲击非常大”。 这并不是危言耸听，在大多数光伏装机比例高的省份，午间电价洼地已经成为常态。以山东为例， 2024 年全年负电价小时数高达 973 小时，这些负电价时段几乎全部集中在中午光伏集中出力阶段。 2025 年随着大量新增光伏装机进入市场，山东现货市场电价几乎跟“太阳”挂钩，“只要光伏开始发电，现货市场一定是一条趴在下限价上的直线”，有熟悉山东市场的行业人士介绍到。 山东实时市场出清价格的典型曲线 随着各地光伏装机比例提高，山东这种实时价格曲线将成为全国各地的常态。随着新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场， 不保量不保价的 困境将进一步加剧，成为光伏 电站投资 的首要障碍。 事实上， 光伏大发时段与电价低谷的错配困境，根源在于其发电曲线的先天刚性。光伏发电的核心原理是基于半导体 PN 结的光伏效应。这一过程的核心驱动因素是光照强度，光伏出力的时间分布趋势始终与光照时间高度同步，无法改变高峰时段集中出力、低谷时段无出力的核心特征。 这种由 光伏发电的核心原理决定的 曲线 ，无法通过技术改良从根本上突破， 目前的技术手段仅有通过支架形式的调整，将馒头型发电曲线优化为尽量平滑的发电曲线，但从根本上改变光伏靠天吃饭的特性，更多的还需要 依赖外部配套储能进行调节 。 配储成为标配，但不等于躺赚 事实上， 电力市场化改革的深入推进，已将光伏的生存竞争推向了拼调节能力的新阶段。“我们并不是不欢迎光伏装机，但是从目前电力系统的情况来看，不具备自我调节能力的光伏，只会成为整个电力，包括电网、用户的‘负担’”，一位能源监管层面的相关领导表示。 面对全面入市下的困局， 2025 年以来多家投资企业已经启动了存量新能源电站配套储能联合调度的论证与尝试。“如果能落实的话，光伏电站起码可以拉回一点结算电价，风电配储大多是聚焦在减少两个细则考核的考虑”，一家电力央企投资企业省公司提到。 事实上，配储的必要性一方面来自于弃光问题正在加剧，并且呈现全国范围的蔓延。 根据星枢聚能提供的数据，山东某集中式光伏场站近三年前 5 个月数据测算，弃光率已从 24% 逐年攀升至 26% 乃至 30% 。 2025 年全年，该场站弃光率达 17.4% ， 2 月因春节负荷低谷攀升至 36.2% 的峰值。 另一个趋势是，该场站的数据显示，光伏在现货市场的价格与弃光率呈明显反向关系 —— 弃光高发的 2~4 月价格低迷， 4 月光伏捕获均价仅 13.58 元 /MWh ；而弃光较低的 8~10 月价格大幅攀升至 283.84 元 /MWh ，价差超过 20 倍。这意味着，弃光不仅意味着发电量损失，更意味着在电价最高的时段失去了发电机会。 但另一方面，需要关注的是，配储并不等于“躺赚”。 星枢聚能基于一个 20MW 集中式光伏电站全年 8760 小时运行数据，对 4MW/8MWh 配储方案进行了两种运营情景的测算对比，不同的运营策略下展现出43%的收益差。 在 固定策略 “ 仅捕获弃光并在晚高峰固定时段放电“ 的情境下，该项目年收益 113.66 万元，日均收益 3114 元，有收益天数仅 140 天，有效弃光捕获率 18.7% ，收益高度集中于 2~5 月， 10 月几乎无收益。储能变成了 " 看天吃饭 " 的被动工具。 而在 智慧运营，即 动态权衡弃光捕获价值与峰谷套利空间、在每一小时做出最优充放决策 的情境下，同样的配储项目年收益跃升至 162.26 万元， 增幅达 43% 。日均收益从 3114 元增至 4446 元，有收益天数从 140 天大幅扩展至 267 天（占比 73.2% ），收益分布全年更为均衡，季节韧性显著增强。 这一问题的本质是，当储能成本持续下降、电力市场改革不断深化， 光储一体化 的真正竞争力，正从 硬件投资能力 转向 智慧运营能力 。 但问题也随之而来：主动配储如何参与调度？储能如何参与电力市场交易？一体化运营如何落地？收益模型如何重构？这些关键问题，行业里仍缺乏系统性的实操答案。 6 月 12 日，一场聚焦 新能源主动配储与一体化运营 的培训研讨会 将在山东济南举行。 这场会议将针对集中式风光场站与分布式光伏，从政策机制、解决方案、收益模式、应用实例等维度展开深入分享，为行业从业者提供具有操作性的建议。 为什么这个话题值得关注？ 第一，山东的实践具有全国参照价值。 作为新能源装机大省，山东率先感受到市场化运营的全部压力：电价波动、限电加剧、考核趋严。在新能源渗透率快速提升的背景下，山东场站面临的配储调度、收益路径优化等挑战，正是全国新能源从业者即将或已经面对的问题。从电网调度政策到市场化收益逻辑，山东的经验值得被认真拆解。 第二，量化交易正在成为配储运营的新战场。 在电力现货市场环境下，新能源出力曲线与负荷匹配的矛盾愈发突出。如何将储能充放电策略与现货电价走势结合，实现跨时段套利收益，正在成为投资运营团队的核心能力。这不再是理论层面的探讨，而是关乎电站 IRR 能否跨过盈亏平衡点的实操命题。 第三，分布式光伏的配储逻辑正在形成。 随着分布式光伏装机占比快速提升，台区储能、分布式配储等场景从 " 可选项 " 变成 " 必选项 " 。尤其是在负荷密集、并网容量紧张的地区，配储不仅关乎消纳，更关乎项目的经济可行性。这一方向的现状与前景，需要被系统梳理。 当前，新能源行业正站在一个关键转折点上：装机量持续走高，但电站收益的不确定性也在同步攀升。限电、考核、电价波动，这些问题不会自行消失。而主动配储与一体化运营，或许是当前最具确定性的破局方向之一。但配储只是起点，智慧运营才是释放价值的核心钥匙。 注： 本文数据以及案例测算均来源于星枢聚能，不过上述 案例测算有多个边界条件，不同国家补贴水平下的收益敏感性分析、以及特定项目配储容量的寻优算法，需要一事一议，具体可在6月12日会议进行探讨。 （扫描文末海报二维码报名参会）