储能电站转型挑战，电力交易与调频服务选择难题，新能源上网电价市场化改革，分布式光伏储能新出路
今年以来，国家能源集团国华投资山东分公司（下称“国华投资”）齐河储能电站的运营人员每天都要在参与电力交易市场交易、调频辅助服务二者间取舍。如果他选择参与电力交易，就不能同步提供调频服务；反之，如果选择参与调频，就不能参与电力交易市场。
2025年初，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下称“136号文”）。分布式光伏、储能电站的收益逻辑发生逆转，传统的“躺赚”模式难以为继，分布式光伏、储能电站都需要找到新的出路。
136号文提出，对于储能电站，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
此前，在新建新能源项目强制配储时期，独立储能电站主要依靠峰谷价差、容量租赁实现盈利。新能源场站开发商会向独立储能开发商按一定价格租赁储能容量，满足配储需求；叠加后期储能投资成本大幅下降，独立储能仅需建成，甚至基本不需要运营即可获利。
2025年底，国家能源局山东监管办公室发布通知，明确将着力构建储能等新型主体参与调频辅助服务市场的机制，推动独立储能等新型经营主体规模化、规范化接入电力调节体系。
前述运营人员表示，今年起，山东省内独立储能电站已经逐步进入调频辅助服务市场，并获得了一定的收益。这也给独立储能电站带来了新的收益空间。
从容量租赁到高效利用
据前述运营人员介绍，齐河储能电站投建时间较早，2023年开工，2024年即完工，彼时还有新能源强制配储需求。齐河储能电站总规模约100MW/200MWh，全部实现租赁，每年容量租赁收益约占总营收的40%。
他表示，136号文发布之后，新能源场站不再强制配储，未来容量租赁业务收益肯定会下滑，储能电站仅靠容量租赁“躺赚”已经结束。
在此背景下，齐河储能电站主动进入电力市场交易。2025年齐河储能电站累计完成充放电327次，充放电量约6000万千瓦时；2026年1—6月，累计充放电179次，总电量约3000万千瓦时。项目收益逐步转向峰谷价差、调频服务。齐河储能电站是国家能源集团首批参与电力市场化交易的储能项目。
前述人员表示，根据当前山东省电力市场的运行情况，储能电站单日最优选择是完成一充一放。当峰谷价差超过0.12元／千瓦时，峰谷套利即可实现正向收益。他表示，山东省内储能电站一般是在上午、中午光伏大发时间进行充电，傍晚或晚间进行放电。
根据山东省电力交易中心数据，7月26日山东省电力现货市场最低价出现在上午10时，电价约-0.06元／千瓦时；最高价出现在凌晨1时，电价约0.462元每度电，峰谷价差约0.52元／千瓦时。
国华投资相关负责人表示，其山东分公司针对市场挑战，组建了电力交易运营团队，重点提升营销创效能力，针对山东电力市场运行情况进行分析研判，着力构建“以营销为龙头、集控为中枢、维检为保障”的一体化协同模式。
调频辅助服务市场是齐河储能电站今年新增布局的盈利赛道。调频是指电力系统频率出现偏离时，电网通过调用系统内的主体进而减少频率偏差。电网通常会为调频服务付费。
根据今年5月国家能源局山东监管办公室发布的《山东电力市场规则（试行）》（2026年4月修订版），新型储能电站、虚拟电厂等新型经营主体均可在满足一定条件的前提下参与调频辅助服务。
前述运营人员表示，今年1—6月齐河储能电站实现调频辅助收益约占总收入5%。
保机制电价电量
前述运营人员表示，136号文通过机制电价政策为新能源项目电价收益提供了一定保障，但在电量利用率方面仍需“精细化管理”，这为储能项目带来了空间。
136号文针对光伏电站提出机制电价结算制度：对于纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
比如，以午间分布式光伏大发时段为例，在部分电网较弱的地区会出现光伏发电量无法全额上网的问题。储能电站可以吸纳光伏超发电量，并在光伏出力较弱时放出，保障电网运行的同时有效利用光伏发电。
因此，在离储能电站不远的齐河县晏城街道小高村，国华投资在村门口安装了一个不足1MWh容量的储能电站。这个小型储能电站主要解决光伏低压密集接入引发的用户过电压、反向重过载等问题。
这个“云储能”可在每个分布式光伏安装区，并通过后台进行控制，让光伏高发时期无法上网的电量流入储能电站，再在晚间进行放电。
国华投资相关负责人表示，随着光伏发电、风力发电、储能电站等走出“躺赚”模式，未来新能源场站开发一定会走向风光储一体化运营的多能互补体系。国华投资正在探索如何联合原本分散的分布式光伏、风电场站和储能电站，实现集中统一管理与运营，以推动能源转型与区域脱碳。
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