电价波动时代，电站如何赚钱？

2026年以来，不少分布式光储电站着实感受到市场冲击。

自1656号文结束了固定分时电价，136号文又推动新能源全面入市。两大政策同步发力，不仅分布式光伏在电价波动下，与预期收益率的偏离逐渐拉大，储能电站也因“到点充电、到点放电”的固定模式彻底失效。不少存量分布式光储电站盈利情况不乐观，部分采用合同能源管理（EMC）模式的项目甚至与投资方陷入扯皮。

PART.01

红利退潮，存量资产陷入盈利困局  

136号文落地已逾一年，分布式光伏行业出现一系列结构性变化。最显著的信号来自投资端，大多数光伏开发企业都调整了投资评审标准，不再盲目追逐装机规模，达不到内部收益率项目直接暂缓开发。这一趋势在数据层面亦有印证：今年上半年，全国分布式光伏新增并网4222万千瓦，同比降幅高达62.6%，装机规模大幅收缩。

即便部分项目有机制电价作为“缓冲”，不少项目仍因电价的波动和下跌，项目收益受损。机制电价之外，进入电力市场的电量部分，压力更为直接。现货价格受供需格局、时段特性、区域差异等多重变量，价格波动剧烈。尤其光伏出力高度集中于正午时段，电价往往探至日内谷底；而傍晚用电高峰，光伏出力却急剧下滑，电价反而大幅拉升至高位，一涨一跌间，收益自然不及预期。

更值得警惕的是，负电价正在从过去的偶发个案走向多地常态。今年春节期间，河南、河北、山东等9个地区的电力市场接连出现零电价和负电价时段。尤其辽宁自2026年1月1日起辽宁电力市场正式引入并执行负电价机制起，当月上网负电价时长累计达到310.5小时，时段占比高达41.73%，且这一现象持续数月。这意味着，发电企业在特定时段不仅无法获得售电收入，反而要“付费”把电送上网，项目收益被大幅吞噬。

面对午间低价与负电价，部分业主与开发企业的首要应对策略便是配储：即午间充电、晚高峰放电，通过峰谷价差获利，但这条逻辑在固定分时电价时代确实成立，但在当前现货市场环境下，储能能不能赚钱，还需要取决于充放电时点是否精确匹配实时波动的“谷”与“峰”时段，而现货市场的峰谷位置、深度每天都在变化。

以山东为例，根据国网山东披露的最近3个月电力现货交易数据：5月实时平均电价峰值出现在19:00，为506.197元/兆瓦时，最低值出现在10:00，为42.747元/兆瓦时；6月峰值出现在1:00，为492.624元/兆瓦时，最低值出现在13:00，为81.849元/兆瓦时；7月峰值出现在19:00，为506.272元/兆瓦时，最低值出现在13:00，为197.755元/兆瓦时……各时段收益相差可达数倍甚至十数倍。

而这还只是月度平均后的时段价格，实际的市场出清价格曲线每15分钟更新一次，一天之内产生96个不同电价，而且每个地区也各有不同。若项目仍以固定时段、固定策略运行，不能根据实时价格信号灵活调整充放电行为，即便加装了储能，也难以实现收益最大化，充放电时机一旦错配，储能反而可能沦为沉没成本。

除价格波动外，现货市场对发电预测精度的要求同样苛刻。实际出力与日前申报量一旦偏差超出允许范围，就要缴纳高额考核费用。以安徽现货市场细则为例，电力调度机构以5分钟为周期，计算机组实际发电量与计划发电量的偏差。同一时段内，实际发电量与计划发电量之间允许范围为计划发电量的±2%，超出部分即产生考核费用。对于出力天然波动的分布式光伏场站而言，预测不准，就是在直接吞噬收益。

PART.02

破局之道：智慧运营重塑资产价值  

面对电价波动带来的系统性挑战，组建专业电力交易团队本是最为直接有效路径，但分布式光伏单体规模小，难以像集中式电站那样配置专属的功率预测与交易团队。

市面上智能能源管理系统虽多，但多数止步于数据展示层面，真正能够将预测、策略与交易决策相贯通，并将多项功能融于一体的系统屈指可数，然而，现货市场电价高频波动、负电价常态化，使得单一峰谷套利策略既难以保障收益上限，也缺乏有效的风险对冲机制。唯有实现多重协同，方能从容量、时段和实时价格三个维度形成互补增强的立体收益结构，为项目提供稳定收益。

阳光新能源PowMart综合能源管理系统即属此类。它是业内首个实现四大功能融合的智慧能源管理系统，系统基于AI时序大模型与机理模型，自主研发光功率预测、负荷预测、现货电价预测、需量预测等技术，通过“日前优化+日内滚动”的智能调度架构，将“绿电消纳、主动降需、峰谷套利、现货套利”四大功能深度融合，实现分布式资源聚合监控与电力交易运营的全流程管理。

具体实现路径上，该系统依据不同时段、不同月份的电价差异，结合企业生产计划等多维指标，智能生成计划功率曲线，优化光储系统充放电策略，寻求企业综合用能成本最优解；同时，系统实时汇集场站运行数据、气象信息、负荷数据及市场出清价格等多源信息，基于AI模型预测电价走势，根据现货市场价格信号调整储能充放电策略，并同步给售电公司调整报量报价策略，降低批发侧购电成本。

目前，该系统已在多省落地应用，在助力企业绿电消纳、提升收益等方面成果显著。以安徽某31MW光伏+15MW/31MWh光储电站为例，该电站自今年7月起启用PowMart“主动降需+峰谷套利+现货套利”三大功能融合策略，7月月度综合收益相较单纯峰谷套利策略提升18.6%；8月月度综合收益相较单纯峰谷套利策略提升15.1%。

更进一步看，PowMart综合能源管理系统，其价值并不止于单座电站的收益改善。对运营单位来说，该软件避免了人工策略调整不及时导致的运营收益损失；对电网而言，其迎合了新型电力系统的发展需要，有效缓解了电网承载力压力；对售电公司而言，其可以借助这一“智能工具”，让批发侧购电成本更低，在电价波动与市场周期更迭中稳住基本盘。

当下，分布式光伏的竞争维度正从“开发能力”全面转向“运营能力”与“交易能力”。对投资企业而言，专业交易团队与智能工具，已不再是锦上添花的“可选项”，而是决定电站收益确定性的“生存项”。谁能率先补齐这块短板，谁便能在新一轮行业洗牌中占据先机。