全面入市后的第一个年份，新能源电站资产的收益正面临巨大挑战。电价下行叠加限电攀升、考核趋严，存量项目盈利压力陡增。多家发电央企认为，接下来1~2年将成为大量存量新能源资产进入亏损或者盈亏平衡的关键时间周期。

光伏們了解到，大多数央企的二级公司资产如果连续三年亏损，将面临资产出售或者处理的压力。为这些面临风险的资产寻找出路，今年以来，配储成为行业内讨论最多的选项之一。但在不少省份，业主即使有动力，也苦于缺少具体操作依据，譬如配建储能由谁调度、存量场站加装储能的备案接入流程如何办理，均有待明确。

今年8月，山东省率先推出了《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，以省级专项文件明确了新能源场站配储的流程、调度权与市场机制。从行业层面看，2026年正在成为光伏主动配储的元年。光伏們了解到，目前包括山东、山西、陕西、湖北、云南、山西等多个省份，已经有投资企业启动相关研究与项目落地。

压力之下，央国企开始主动配储

压力之下，行业实际上已经开始探索。实际上，在此之前，随着调度权限的放开，山东省内已有不少场站启动配储研究与改造试运行，央国企的经济性测算订单也已经启动。

根据公开消息，7月上旬，华能新能源董事长、党委书记郑怀国在蒙东分公司调研时明确要求，推进存量光伏配储，提升场站调节能力与综合收益。

据光伏們了解，包括国家电投、国家能源集团、华能、华润、中广核、中核等多家央企，以及部分省属国企，已在不同省份启动新能源+储能一体化运营的经济性测算与试点布局。8月中旬，中核汇能山东公司寒亭300MW光伏电站配储EPC项目启动招标。招标公告写明，项目拟通过增加储能设备，平衡现货价差、挽回场站弃电损失、节省厂用电支出。

与过去服务项目获取、核准和并网不同，这一轮配储开始直接指向电站经营。存量项目希望减少限电、低价电量和考核损失;对新增项目而言，在部分消纳紧张地区，也需要比较不配储、少投资与合理配储、改善长期收益两种方案。

但硬币的另一面是观望。有知情人透露，当前多数央企的考核核心仍聚焦于新能源电站的开发投资规模，对投后运营的收益提升缺乏明确激励。“新能源电站投运之后，再配建储能是需要单独核算收益率的，大部分运营部门也没有动力去走一遍这个流程。”

如上所言，主动配储在测算与运营层面仍属于新模式，投决过程中还有诸多细节无法敲定。另有知情人表示，存量项目配储如果按照一个全新电站的流程验收，成本可能增加数千万元，这对于本身就算账困难的项目，更是雪上加霜。

不过，这些探索能否落地也取决于政策与规则能否跟上。可以看到的是，今年从国家到省级层面，正持续推动新能源+储能联合调用、联合报价。2026年10月公开征求意见的《电力现货市场基本规则》，进一步支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体，参与申报、出清、调用、结算和考核。

地方政策也在持续出台具体规则。山东重点打通源储一体化后的调度、申报、计量、结算和考核机制;山西六部门印发《关于促进非化石能源电力消费的若干措施》明确表示，鼓励新建新能源项目和存量新能源场站结合自身出力特性、电网接入条件配置储能系统，优化储能充放电运行策略，稳步提升置信出力水平，减少弃风弃光，提高新能源资源利用效率和可靠供电能力;四川也在最新三年行动方案中，将风光配储与可靠出力直接衔接，提出配建后风电、光伏置信出力分别达到11%、6%。

各地政策工具并不相同，但可以看到的是，推动新能源具备调节能力，是新能源在电力市场中具备发电价值的必然路径，也是构建新型电力系统的需求。

配储的经济账，既要算准也要运营好

但对投资业主来说，政策是否支持是大前提，落实到项目本身，一方面取决于测算边界如何界定以及经济性测算能否过关，另一方面的关注点是全生命周期的运营效果，这需要光储联合运营策略的匹配。

在考虑经济性测算时，不同省份的能源结构、负荷需求和市场规则差异明显。譬如，光伏占比较高的地区，储能可能主要解决午间低价和限电问题，需要考虑的包括晚高峰的持续时长、现货价格曲线、限电比例、考核规则、厂用电量、补贴水平及机制电价等。这意味着，同样的10%、2小时的配储比例，在不同省份、不同场站可能对应完全不同的利用率和回报。

星枢聚能基于山东某40MW光伏电站运行数据测算，配置4MW/8MWh储能后，某日理论上可转移受限电量7.46MWh;全年模拟中，配建10%储能约可降低58%的考核费用。这说明限电转移和考核减罚可以进入项目收益测算，但其他电站不能直接复制其配置比例与回收周期。

测算的下一步是技术改造，这决定光储联合体能否真正被一体化调用。AGC、AVC、EMS及计量系统能否支持源储协调控制，功率预测能否与充放电计划联动，储能效率、衰减和可用率能否达到测算假设，都会改变项目最终收益。存量场站如果还需要额外的并网、验收和控制系统改造，这部分成本也需要计入其中。

最后一步是联合运营，这个环节决定了配储最终的收益水平。譬如，限电、现货价格和保供需求之间如何安排充放电优先级，源储联合申报后如何调整出力曲线，如何兼顾减少限电、降低考核和优化结算，都需要根据季节、负荷及价格变化滚动调整。

同一座电站、同一套储能，采用不同的控制与交易策略，最终收益可能明显不同。实际上，新能源场站配储并不是单纯的设备投资，而是测算、设计、技改、交易和运营共同参与的资产经营方案，其管理难度远高于单一的风电、光伏场站运营。