電力市場化下如何適者生存？國電投山東光儲項目換了“新玩法”

大手筆甩賣光伏電站后，國電投的光伏項目又換了“玩法”。

華夏能源網獲悉，6月30日，國電投旗下電投綠能（SZ：000875）發布項目調整公告，宣布對山東濰坊風光儲多能互補試點首批四期光伏項目投資方案做出優化調整。

一是項目計劃投資額從23.45億元調至22.82億元，壓降6291.97萬元；二是新增139.5MW/279MWh儲能系統，增儲之后項目儲能總規模達350MW/700MWh。此外，儲能的類型由傳統光伏配儲轉為獨立儲能，換了“身份證”之后的儲能，可獨立參與電力市場交易、輔助服務套利。

該項目為國家第三批風光大基地項目，項目落地山東壽光營里鎮，光伏裝機450MW，配套100公里35千伏集電線路。根據測算，該項目年利用小時1328.5小時，資本金財務內部收益率6.83%，投資回收期15.04年。

對于這樣一個收益預測還不錯的項目，為何要做出調整呢？電投綠能強調稱，“136號文”“對原項目邊界條件造成較大影響”，“為保障項目經濟效益最大化”，故而“對投資內容進行相應調整”。

一句話，“看菜吃飯，量體裁衣”。國家電投山東光儲項目換“玩法”，并非一時興起、隨心所欲，而是針對日益逼仄的現實做出的痛苦且必要的調整。

一切都是為了保收益

6月30日，隨著華能德州小苗莊3萬千瓦風電項目建成投產，山東風電與光伏發電裝機總容量達到1.3億千瓦（其中，光伏裝機超1億千瓦），總裝機比重歷史性突破50%。

新能源裝機，對山東綠色轉型功不可沒。然而，由此產生的問題與煩惱也不少：一是并網難，二是低電價，三是高棄電。

數據顯示，山東逾1億千瓦光伏裝機中，分布式光伏就超過了6000萬千瓦。此種局面下，山東130多個縣逾40%成為接網紅區，眾多新項目無法并網。電投綠能的項目雖然是集中式，不存在接網問題，但是同樣要面臨低電價風險，2026年一季度，山東光伏度電結算均價只有9分錢；棄電方面，2026年一季度，山東光伏裝機較去年同期增長了1400萬千瓦至9400萬千瓦，但是發電量幾乎與去年同期持平，這意味著棄電問題非常嚴重。

基于上述現實，電投綠能不得不變換了光儲項目的“玩法”：

首先，原本的光伏配儲轉換為獨立儲能電站。這一變動背后是有著政策背景的，網側獨立儲能電站已經能夠拿到容量電價了，如果還是堅持原計劃光伏配儲模式的話，是拿不到容量電價的。

其次，也是更重要的，電投綠能擴大了儲能電站的規模，新增了139.5MW/279MWh儲能。當初強制配儲，多數項目的儲能配置比例只有1：4。電投綠能儲能擴容后的該項目，是350MW儲能對450MW光伏，絕對高配。

為什么這么干？答案當然是為了項目收益最大化。

在山東，低電價疊加高限電棄電，同時還有每年1350小時以上的負電價，如果光伏項目只靠賣電，根本就沒辦法確保收益率。而高配儲能之后，可以把一部分白天的棄電轉移到晚上。山東目前獨立儲能充放電價差接近度電0.4元左右，遠高于9分錢的光伏賣電價格。用儲能高價差去彌補光伏低電價，這叫“題內失分題外補”。

光儲融合的路并不好走

在山東地界，光伏配儲雖然已是必選組合，但是這并不意味著就能夠輕松賺到錢。

截至2026年2月底，山東電力交易平臺共有獨立新型儲能67家，較2025年初明顯增加。2026年2月，山東獨立儲能上網電量3.53億千瓦時，結算均價468.92元/兆瓦時，高于發電側平均結算均價345.52元/兆瓦時；同期下網結算電量3.73億千瓦時，結算均價僅79.56元/兆瓦時。

獨立儲能電站充電電價79.56元/兆瓦時，放電電價468.92元/兆瓦時。也就是說，山東獨立儲能接近0.4元的充放電價差，是以近8分錢的光伏低電價為基礎的。光儲項目收益是算總賬，用儲能高充放電價差去中和光伏低電價，光儲項目的總體價格不一定會高。

并且，單以山東獨立儲能電站來說，真實的收益水平為何，也還面臨著諸多不確定性。有媒體以一個100MW/200MWh獨立儲能電站為例，來計算山東獨立儲能電站的收益結構構成（單位：萬元）：

獨立儲能的收益主要來自三方面：一是在電能量市場的充放電價差，二是在容量市場的容量電價，三是在輔助服務市場的輔助服務收益。從上表可見，山東獨立儲能主要依靠充放電價差獲得收入；而在輔助服務方面，獨立儲能參與二次調頻，對收益的貢獻可以忽略不計。

總體來說，未來山東獨立儲能收益并非“板上釘釘”。

首先，即使有著近0.4元的充放電價差，儲能電站放電電量到底能達到什么水平至今還是不確定。這里面既有儲能電池真實能力的問題，也有儲能電站真實利用水平的問題。很多項目的充放電電量都是按365天計算，其實很多項目只能充放電100多天。

其次，獨立儲能的容量電價，沒那么容易拿到手。參照煤電165元/千瓦·年的儲能容量電價，需要乘上一個系數——儲能系統充放電時長/當地凈負荷高峰持續時長，山東凈負荷高峰持續時長是6小時。這意味著，2小時的儲能電池系統，理論上165元/千瓦·年的容量電價事實上只能拿到三分之一。

另外，山東還明確規定，對于自然年內，月容量電費因考核被全額扣減累計發生3次的主體，將取消其獲取該年度容量電費的資格。這意味著，考核不過，容量電費一分錢也拿不到。

光儲融合是必經之路，但是這條路并不好走。除了收益難題，成本也是一塊硬骨頭。有行業人士計算過，煤電度電發電成本是3毛多，光儲度電成本則要7毛多。如何走好這條路，還需要長時間的探索。