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光伏50%、风电30%：山东给新能源配储划出上限

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-24 18:13

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

2026年8月27日，山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办、国网山东电力四部门联合印发《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，文号为鲁发改能源〔2026〕632号。据人民网山东频道报道，这份文件围绕支持合理配建、规范办理流程、优化市场交易机制、加强建设运行管理四个方面提出13项措施，被业内称为全国首份系统规范新能源场站配建储能从申报、接网到并网全流程的省级文件。

政策思路的转向是这份文件最受关注之处。过去几年，各地对新能源配储的要求基本沿着划下限的路径展开，即要求新能源项目按装机容量的一定比例配置储能。山东此次反其道而行，设定的是配储功率上限：在运、纳规光伏和风电场站新增配储的，配建储能总功率上限分别暂定为其新能源项目装机（核准）功率的50%和30%，后续根据实际动态调整。文件以谁制造波动、谁负责消化为核心逻辑，把配建储能重新定位为新能源场站的附属功能性资产，而不是可以无限扩张的独立收益单元。

上限政策背后有针对性的考量。当配储成为获得并网资格的门槛时，部分项目会倾向于以最小成本完成配置，储能的调节能力与实际运行需求脱节；而当配储规模不受约束、且收益渠道又依赖价差套利时，储能又容易偏离服务新能源场站的初衷。设定功率上限，相当于在两端之间划出一条平衡线：既保留场站主动调节的积极性，又避免储能异化为纯粹的套利工具。

建设时限的规定增强了政策的可执行性。据NSTL重点领域信息门户对文件的解读，采用锂离子电池等成熟技术路线的项目，应于纳入清单后1年内建成并网；采用钠离子电池、液流电池或固态、半固态电池等新技术路线的，时限放宽至18个月。未按期建成并网的，将被移出项目清单，后续申报从紧把控。时限与清单挂钩，意味着配储不再是纸面上的一纸承诺。

存量项目的处理同样被写进了文件。2025年5月31日前投产（即全容量并网）的存量风电、光伏场站，须继续按照并网承诺履行配储责任，可自主选择配建储能、租赁独立储能容量或两者结合。2027年起，电力交易中心每月公开披露新能源场站容量租赁备案信息并推送至电网企业。对于未按承诺配储的新能源场站，电网企业公布名单，并在新能源弃电时段，在确保安全的前提下采取优先压降措施。把履约情况与调度顺序挂钩，是这份文件里约束力最强的条款。

市场交易机制的优化，是配储能否算得过账的关键。文件明确绿电属性延续，并在接入容量分配上引入加权规则：市域间、市域内共用储能接入空间按光伏权重4、风电权重1折算分配，优先支持光伏项目配套储能。光伏发电集中在中午时段、波动更为剧烈，权重设置实际上承认了两类电源对调节资源的不同需求强度。

把这份省级文件放到全国政策序列里，可以看到一条清晰的脉络。2025年，国家发展改革委、国家能源局印发发改价格〔2025〕136号文，推动新能源上网电价市场化改革，新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。由于发电的随机性与波动性，新能源在现货市场中处于被动跟随局面，叠加两个细则考核，收益不确定性显著增加。收益越不确定，场站主动配储的积极性反而越高，这正是山东出台文件的行业背景。

国家层面的目标约束也在加码。2026年7月印发的《可再生能源发展十五五规划》要求，2030年全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%，其中风电11%左右、光伏6%左右；迎峰度夏度冬晚高峰电量占比达到20%以上，较此前提高约10个百分点。置信出力与晚高峰电量占比这两个指标，直接指向电源侧调节能力的提升，配建储能与新能源的一体化调用由此成为必选项。此外，国家能源局《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》明确鼓励新能源与配建储能一体化调用，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出建设一批系统友好型新能源电站。

投资模式的灵活化，为场站提供了更多选择。租赁独立储能容量与自建配建储能并行，场站可以根据自身资金状况与项目条件做取舍。对独立储能电站而言，新能源场站的容量租赁需求构成一份相对稳定的收入来源，其与容量电价机制衔接后，收益结构会更为清晰。山东要求电力交易中心按月披露容量租赁备案信息，客观上为租赁市场提供了透明度基础。

对新能源场站运营方来说，这份文件的实操含义集中在三点。申报阶段要判断自身配储规模是否触及上限，避免因超配影响并网流程；建设阶段要把工期与清单时限对齐，成熟技术路线1年、新技术路线18个月的窗口并不宽裕；运营阶段则要重新审视储能与场站的一体化调用策略，把储能从独立的收益单元转变为提升场站整体收益的工具。

对储能设备企业而言，政策方向的变化同样值得关注。下限改上限并不意味着需求消失，而是需求的构成发生变化：总量上不再追求每站最低配置比例，结构上则更看重功率配置、响应速度与循环寿命等与场站调节需求直接相关的性能指标。技术路线的多样化时限安排，也为钠离子、液流、固态等新路线留出了窗口。

山东是新能源大省，其配储政策的边际调整往往会被其他省份参考。接下来值得观察的是，配储上限执行后场站的实际配置比例落在什么区间，容量租赁市场的价格水平如何形成，以及弃电时段优先压降条款在多大程度上推动了存量场站的履约。这三项数据的走向，会决定这套上限加承诺的组合能否被更多省份复制。

配建储能从必答题变成选答题，考验的其实是运营能力。当政策不再替代企业做决定时，谁能把储能用在场站最需要调节的时段，谁就能在市场化电价里拿到更好的收益曲线。

把配储比例划出上限，改变的是新能源项目开发的计算方式。此前部分省份配储是取得并网资格的前置条件，项目为了拿到指标倾向于把配置比例做高，储能由此成为一项不得不承担的成本。上限设定之后，配置规模回到经济性判断上，项目方会按照自身出力特性与市场收益预期来决定配多少。

储能要从成本项转为收益项，需要市场规则提供渠道。现货市场的峰谷价差、辅助服务的调节补偿、容量补偿机制的结算，是储能获取收入的几条路径。这些渠道能不能形成稳定现金流，取决于市场规则的连续性与结算的及时性，也取决于储能设施能否以独立主体身份参与交易。

对储能设备企业而言，需求结构的变化会影响产品取向。政策强配阶段，交付节奏与价格竞争是主要考量；按需配置阶段，客户会更关注循环寿命、系统效率、运维成本以及全生命周期的度电成本。这种取向变化，会逐步传导到技术路线选择与产品迭代节奏上。

从项目审批的角度看，上限设定还带来一个变化：新能源项目在申报时的储能配置方案需要给出测算依据，说明配置规模与项目出力特性、市场收益预期之间的对应关系。这比过去按统一比例一刀切的做法，对项目开发方的测算能力提出了更高要求，也让配置方案本身成为项目经济性评价的一部分。

【文中信息及数据来源于：人民网山东频道《光伏最高可配50%、风电30%，山东为新能源场站配建储能立新规》（2026年9月3日）、NSTL重点领域信息门户《鲁发改能源〔2026〕632号解读》（2026年8月27日）】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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