直面20%限电与10%考核收益流失

来源：市场资讯

（来源：储能与电力市场）

后“136号文”时代，在限电加剧、交易电价骤降及“两个细则”考核趋严等多重压力下，新能源如何配置储能并真正实现联合运营，迅速成为行业关注的焦点。

众所周知，“136号文”出台前，新能源场站配建的储能更多扮演着项目竞配时“入场券”的角色。在实际运营中，场站并不具备自主充放电权限，电网调度通过AGC、EMS系统分别向场站和配建储能下发指令，两者“各自为政”，协同效益难以形成，弃电回收与偏差考核优化难以有效落地。加之彼时的运营与结算机制下，充放电价差收益有限，电价倒挂现象频发，配建储能长期处于“建而难用”的窘境。

“136号文”实施后，收益压力倒逼各方加速探索降本增效的现实路径，多个省份与企业双向发力，试点推进“新能源配储联合运营”。作为改革先行者，山东于今年3月率先将新能源与配建储能的申报出清模式，由“分别申报、分别出清”调整为“联合申报、一体化出清”，成为“136号文”发布后首个明确“授权场站主动调控配建储能”的省份。截至目前，山东省内101座新能源配建储能电站已全部完成改造，正式迈入一体化运营新阶段。

为深度解码山东本轮改革的前沿思路与实践成果，助力行业加速探索可复制、可推广的降本增效新路径，6月12日，由光伏們、储能与电力市场、风芒能源、联合主办的“新能源主动配储与一体化运营培训研讨会”首站在山东济南召开。会议特邀国网山东公司、本地业主等一线实战专家，围绕山东新政的政策设计逻辑与项目运营实况，展开全方位、深层次的专题解读。

联合运营实现双赢

风、光降本增收渠道不同

山东之所以快速推动新能源与配建储能一体化运营，根本原因在于“136号文”落地后，新能源全面进入电力市场，电价下行压力骤增，项目收益遭遇断崖式下滑。

作为新能源大省，截至2025年底，山东全网装机容量达2.28亿千瓦，其中风电、光伏合计装机1.24亿千瓦，位列省级电网第二。光伏装机达9344万千瓦，居全国首位，其中分布式光伏贡献6008万千瓦。光伏装机的井喷式增长，使山东实时电价呈现出显著的“海鸥曲线”特征——日间因光伏出力高峰导致电价被大幅压低，负电价频繁出现。

2026年3月底电源装机结构及1-4月现货市场实时平均价

根据国网山东电力披露的电力市场“明白纸”，今年1-5月，山东光伏机制电价结算参考价徘徊于0.04-0.145元/kWh，风电结算参考价约为0.171-0.331元/kWh，与当地燃煤标杆电价0.3949元/kWh相比，分别下滑63%-90%，16%-57%。而且，据当地企业反馈，今年以来，山东限电问题继续加剧，光伏弃电率高达20%-30%，风电约为10%-20%，部分光伏项目已出现亏损，电站整体经济性面临严峻考验。

为助力新能源企业扭亏增利，充分释放储能价值，今年3月，山东明确除电网需要时由省调统一调用外，其余时段新能源场站（含配建储能）执行总出清计划曲线。新规实施后，新能源发电单元与配建储能联合响应AGC系统，场站借助“源储一体化”模式有效减少了弃电、提升了出力水平与整体收益；配建储能也由此从“沉睡”资产蜕变为盈利单元，实现了场站与储能的真正双赢。

本次培训会上，某业主单位相关人士以一个100MW风电配建10MW/20MWh储能项目举例，改造后运营数据显示，项目月累充电量达48万kWh，放电量38万kWh，月累创收27.1万元（不含机制电费），综合提升项目度电电价7.3元/MWh，预计全年提升电价不低于7元/MWh。部分日内可实现“两充两放”，有效增发电量，并提前回收机制电费。

相关人士表示，从理论上看，新能源配建储能联合运营的降本增效主要来自电能量收益、“两个细则”考核管理收益以及厂用电成本降低三大路径。但在实操中，三者往往有机结合，并根据运营策略有所取舍。

由于风电与光伏电源特性不同，实际运营中的策略选择也各有侧重。风电出力随机性强，在山东“两个细则”考核力度持续加严、相关罚没成本已占风电场收益10%左右的背景下，通过弃电回收、现货价差套利及平抑处理偏差等手段提升收益，已成为当地业主“回血”的主要路径。而光伏则更侧重降低厂用电成本及弃电回收等方面。

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一场一策

精准配储、智慧运营

山东本次出台的联合运营政策颇具开创性。为持续提升储能利用率和项目经济效益，无论是省级主管部门还是运营企业，均在积极探索更优的解决方案。相关人士表示，新政发布后，公司迅速组织生产、营销等多部门联合研讨，确定了AGC协调配储控制策略，并对AGC系统进行了全面升级改造。目前，改造后的光伏配储AGC控制系统已实现全面自动化控制，风电配储主要采取“智能自动化+人工干预”双规并行的控制模式。

与此同时，省里也积极倾听企业反馈，推动政策持续优化。据相关人士透露，在实施过程中，发现当时申报模式存在制约调节能力与利用率的明显痛点——山东配建储能仅有日前申报模式，须在15:00前报送次日放电计划。这一模式带来双重困境，一是当实际运行边际条件出现较大变动时，仍需刚性执行原计划，导致充放电收益倒挂；二是因弃电量难以预判，极易引发计划考核，倒逼场站只能根据现有电池电量申报次日放电计划，反而挤占了充电空间，有效容量大打折扣。后经发电企业建议改为日内滚动申报，目前新版交易规则已采纳。

地方政策的倾向性、完善度，业主对当地市场的判断以及项目的设计与运营能力，均直接影响项目的实际收益。在山东星枢聚能信息科技有限公司总经理卢嘉斌看来，后“136号文”时代，新能源配建储能“配不配、怎么配，如何实现收益最大化”，与政策设计（调度权限划定、回收电量是否纳入机制电量、是否享受补贴）、场站出力特性、储能容量配置科学性、功率预测精度、运行精细化程度等密切相关，需一厂一策、谨慎测算。

以配储现货套利为例，山东的现货市场价差空间与高峰电价走势支撑了这一模式的可行性——今年前5个月，山东现货峰谷价差稳定在0.54元/kWh附近，全年预估亦可达0.46元/kWh。平均最高两小时均价持续走高，较前两年高出近0.04元/kWh。价差“水位”的持续抬升，让配储经济性愈发凸显。

但是国网山东省电力公司相关人士也提醒，当下山东存量新能源场站配建储能容量已达283万kW/572万kWh，如果后续配建储能继续上量，需谨慎评估晚高峰等时段集中放电可能引发的价格下行风险。

在新能源配储经济性议题上，远景相关负责人会上介绍，其风储一体机可进一步释放主动配储的技术与经济潜力。多个项目运行实证显示，该产品可缓解偏差损失30%以上，增量投资最快2至3年可实现回本。

功能层面，远景风储一体机具备黑启动、平滑功率曲线等电网友好功能，同时满足风机抗涡激、抗台、调试等备电需求；通过风储协同调节，优化偏差缓解、限电挽回及电力市场交易策略，以智能交易策略提升收益。同时，产品采用“三同三省”设计——风储同机位、省征地，同周期、省吊车，同运维、省工时，从而有效降低整体投入。针对存量风、光场站加装储能的需求，远景表示，方案在电芯、电气、电控三个维度进行耦合设计，可适配大部分场站的现有配置条件。

此外，在场站交易策略上，专注于电力市场智能化服务的科技企业路明星光可为发用两侧电能量及辅助服务市场提供基于人工智能的电力交易和运营智能化解决方案。他们基于AI构建的电力交易辅助决策Agent融合了气象优化、负荷预测、功率预测、价格预测、限电功率预测等多重模型，以最大化交易收益为目标，对模型进行优化，给出交易策略。

路明星光表示，电力交易的本质是在多重约束与不确定性下的动态博弈。路明AI系统通过系统性机会捕捉、7×24小时执行一致性与跨场站规模化复制能力，实现从单点最优到可交付稳健最优的范式转变。