随着2026年山东136号文正式生效，这个新能源装机大省率先打通政策堵点，明确场站配储设施可由企业自主调度。这个变化意味着我国新能源发展正从“装得多”转向“发得稳、调得动”的协同运营阶段。当前，山东新能源场站面临两上压力：一方面，新版并网考核细则将功率预测准确率等指标与经济处罚直接挂钩，某场站1月考核费用升至2025年月均水平的5倍；另一方面，光伏午间大发时段限电比例普遍在20%左右，部分场站春节期间甚至出现50%的电力削减。更棘手的是，被限电量还可能同时失去机制电价资格，形成“电量损失+收益下滑”的叠加影响。 鉴于此，配储设施的定位正在从并网“配置要求”转为运营“可用工具”。国家电投、中广核等12家央国企已在山东启动试点，主要从三条路径释放储能价值：一是通过“电量银行”思路吸纳弃电；二是优化出力曲线，降低考核风险；三是参与市场交易，争取更高电价。试点测算显示，若运营策略得当，场站度电收益可提升0.08—0.12元。 但改革落地仍受多重约束。技术层面，现有配储多按2小时配置，难以覆盖4—6小时的午间限电窗口；机制层面，储能充放电损耗率如何认定、跨省交易规则如何衔接等配套政策仍待完善。值得关注的是，部分民营企业受技改资金压力影响仍在观望，行业分化风险随之上升。 行业专家认为，此次调整本质上是电力系统对新能源主体提出更高的运营能力要求。随着第二批现货市场试点省份政策陆续出台，“新能源+储能”模式预计将在三年内覆盖全国80%以上新能源项目，但也需关注个别地区考核过严可能带来的投资降温风险。
新能源发展进入新阶段，规模扩张累积的结构性矛盾，最终仍要靠体制机制完善和运营能力提升来缓解；山东推动配套储能从“被动配置”转向“自主调度”，既贴合电力市场化改革方向，也为高比例新能源系统治理提供了可观察的样本。储能能否真正用起来、用得有效，不仅影响企业收益，更关系到电力系统安全高效运行和绿色转型的实际成效。