作者 |  刘洋

编辑 |   蒋波

大手笔甩卖光伏电站后，国电投的光伏项目又换了 " 玩法 "。

华夏能源网获悉，6 月 30 日，国电投旗下电投绿能（SZ：000875）发布项目调整公告，宣布对山东潍坊风光储多能互补试点首批四期光伏项目投资方案做出优化调整。

一是项目计划投资额从 23.45 亿元调至 22.82 亿元，压降 6291.97 万元；二是新增 139.5MW/279MWh 储能系统，增储之后项目储能总规模达 350MW/700MWh。此外，储能的类型由传统光伏配储转为独立储能，换了 " 身份证 " 之后的储能，可独立参与电力市场交易、辅助服务套利。

该项目为国家第三批风光大基地项目，项目落地山东寿光营里镇，光伏装机 450MW，配套 100 公里 35 千伏集电线路。根据测算，该项目年利用小时 1328.5 小时，资本金财务内部收益率 6.83%，投资回收期 15.04 年。

对于这样一个收益预测还不错的项目，为何要做出调整呢？电投绿能强调称，"136号文 "" 对原项目边界条件造成较大影响 "，" 为保障项目经济效益最大化 "，故而 " 对投资内容进行相应调整 "。

一句话，" 看菜吃饭，量体裁衣 "。国家电投山东光储项目换 " 玩法 "，并非一时兴起、随心所欲，而是针对日益逼仄的现实做出的痛苦且必要的调整。

一切都是为了保收益

6 月 30 日，随着华能德州小苗庄 3 万千瓦风电项目建成投产，山东风电与光伏发电装机总容量达到 1.3 亿千瓦（其中，光伏装机超 1 亿千瓦），总装机比重历史性突破 50%。

新能源装机，对山东绿色转型功不可没。然而，由此产生的问题与烦恼也不少：一是并网难，二是低电价，三是高弃电。

数据显示，山东逾 1 亿千瓦光伏装机中，分布式光伏就超过了 6000 万千瓦。此种局面下，山东 130 多个县逾 40% 成为接网红区，众多新项目无法并网。电投绿能的项目虽然是集中式，不存在接网问题，但是同样要面临低电价风险，2026 年一季度，山东光伏度电结算均价只有 9 分钱；弃电方面，2026 年一季度，山东光伏装机较去年同期增长了 1400 万千瓦至 9400 万千瓦，但是发电量几乎与去年同期持平，这意味着弃电问题非常严重。

基于上述现实，电投绿能不得不变换了光储项目的 " 玩法 "：

首先，原本的光伏配储转换为独立储能电站。这一变动背后是有着政策背景的，网侧独立储能电站已经能够拿到容量电价了，如果还是坚持原计划光伏配储模式的话，是拿不到容量电价的。

其次，也是更重要的，电投绿能扩大了储能电站的规模，新增了 139.5MW/279MWh 储能。当初强制配储，多数项目的储能配置比例只有 1：4。电投绿能储能扩容后的该项目，是 350MW 储能对 450MW 光伏，绝对高配。

为什么这么干？答案当然是为了项目收益最大化。

在山东，低电价叠加高限电弃电，同时还有每年 1350 小时以上的负电价，如果光伏项目只靠卖电，根本就没办法确保收益率。而高配储能之后，可以把一部分白天的弃电转移到晚上。山东目前独立储能充放电价差接近度电 0.4 元左右，远高于 9 分钱的光伏卖电价格。用储能高价差去弥补光伏低电价，这叫 " 题内失分题外补 "。

光储融合的路并不好走

在山东地界，光伏配储虽然已是必选组合，但是这并不意味着就能够轻松赚到钱。

截至 2026 年 2 月底，山东电力交易平台共有独立新型储能 67 家，较 2025 年初明显增加。2026 年 2 月，山东独立储能上网电量 3.53 亿千瓦时，结算均价 468.92 元 / 兆瓦时，高于发电侧平均结算均价 345.52 元 / 兆瓦时；同期下网结算电量 3.73 亿千瓦时，结算均价仅 79.56 元 / 兆瓦时。

独立储能电站充电电价 79.56 元 / 兆瓦时，放电电价 468.92 元 / 兆瓦时。也就是说，山东独立储能接近 0.4 元的充放电价差，是以近 8 分钱的光伏低电价为基础的。光储项目收益是算总账，用储能高充放电价差去中和光伏低电价，光储项目的总体价格不一定会高。

并且，单以山东独立储能电站来说，真实的收益水平为何，也还面临着诸多不确定性。有媒体以一个 100MW/200MWh 独立储能电站为例，来计算山东独立储能电站的收益结构构成（单位：万元）：

独立储能的收益主要来自三方面：一是在电能量市场的充放电价差，二是在容量市场的容量电价，三是在辅助服务市场的辅助服务收益。从上表可见，山东独立储能主要依靠充放电价差获得收入；而在辅助服务方面，独立储能参与二次调频，对收益的贡献可以忽略不计。

总体来说，未来山东独立储能收益并非 " 板上钉钉 "。

首先，即使有着近 0.4 元的充放电价差，储能电站放电电量到底能达到什么水平至今还是不确定。这里面既有储能电池真实能力的问题，也有储能电站真实利用水平的问题。很多项目的充放电电量都是按 365 天计算，其实很多项目只能充放电 100 多天。

其次，独立储能的容量电价，没那么容易拿到手。参照煤电 165 元 / 千瓦 · 年的储能容量电价，需要乘上一个系数——储能系统充放电时长 / 当地净负荷高峰持续时长，山东净负荷高峰持续时长是 6 小时。这意味着，2 小时的储能电池系统，理论上 165 元 / 千瓦 · 年的容量电价事实上只能拿到三分之一。

另外，山东还明确规定，对于自然年内，月容量电费因考核被全额扣减累计发生 3 次的主体，将取消其获取该年度容量电费的资格。这意味着，考核不过，容量电费一分钱也拿不到。

光储融合是必经之路，但是这条路并不好走。除了收益难题，成本也是一块硬骨头。有行业人士计算过，煤电度电发电成本是 3 毛多，光储度电成本则要 7 毛多。如何走好这条路，还需要长时间的探索。

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