山东非化石能源发电装机在沿海省份率先破亿并历史性超越煤电。如今，新能源项目告别“补贴依赖+保障消纳”的固定收益模式，转而直面市场化交易与自主运营的考验。
二十余年间，中国新能源完成了一场从边缘到核心的“逆袭”：2000年，光伏还因成本高企被视作“难以商业化”；到2024年6月，全国光伏已与风电合计装机达11.8亿千瓦，首次超过煤电。
在山东，这一转型更具象地展现出来。2024年，山东全社会用电量冲到了8320亿千瓦时，是2000年的8倍多。其背后，是过亿人口、41个工业大类及服务业的刚性需求——部分县域2024年一年的用电量，比1978年全省的总量还多。
谁来支撑庞大的用电需求？
长期以来，煤电担当着主力。2012年前，山东火电占比一度超98%，直到去年2月煤电装机占比才首次降至50%以下，但其发电量仍占全省一半以上。
然而，煤电的稳定性伴随着高昂的环保代价：有报告显示，2020年，山东电力行业碳排放约占全省总量的44%。在“双碳”目标下，转型压力不言而喻。
相比之下，山东新能源资源丰富，风能、太阳能、生物质能等种类齐全、潜力巨大。在此背景下，新能源成为必然选择。
“十四五”以来，山东新能源和可再生能源装机年均增长近25%，非化石能源发电装机在沿海省份率先破亿并历史性超越煤电，达到1.34亿千瓦，扭转了“一煤独大”的格局。
行业的快速发展，离不开政策的精准扶持。2009年、2011年，我国分别对陆上风电、光伏发电实行标杆上网电价政策，以“固定电价、全额收购”打消企业顾虑，充当了关键的“政策拐杖”。
身体长得快是好事，但也会遇到衣服不合身的问题——随着新能源规模迅速扩大，消纳瓶颈、系统灵活性不足等“成长的烦恼”逐渐显现。
自2016年起，标杆电价开始退坡，倒逼行业降本增效。2021年，新备案光伏等项目告别补贴，进入“平价上网时代”。而2025年新能源全面入市拉开大幕，更意味着市场将在电价形成中掌握极大话语权——高价、低价乃至负电价都可能出现。
用一位新能源行业从业者的话说，“现在新能源装机规模进入新增长周期，增速回归理性”。这也意味着，行业的生存规则彻底变了——
过去是“资源为王”，比的是哪里“风光”好，可用地多；现在是“负荷为王”，考虑的是哪里用电多、需求大，拼的是消纳能力和调度灵活性。
风电、光伏的“靠天吃饭”特性，导致发电曲线与用电负荷峰谷存在天然时间差。山东通过一场供需两端的“协同革命”，调和这场供需之间的时空错位。
能源领域有个经典的“不可能三角”：一种能源难同时满足绿色低碳、经济可行、安全可靠三个目标。
对新能源来说，绿色是天生的。经济性随技术迭代也破了局——国际可再生能源署发布的《2024年可再生能源发电成本》报告显示，2024年太阳能光伏发电比化石燃料电力平均便宜41%，陆上风电项目则便宜53%，绿色能源不仅“用得上”，更“用得起”。
唯独“可靠性”，成了横在新能源面前的一道坎。
新能源发电具有显著的间歇性、随机性和波动性，光伏出力集中于午间、风电依赖气象条件，导致其发电曲线与用电负荷峰谷存在天然时间差。
在山东，这个问题也很突出。截至今年7月底，山东光伏与风电装机比例约为3.3：1，午间光伏扎堆发力，晚间“缺位”；加之光伏装机中约65%为分布式光伏，农村负荷增长慢，就地消纳能力不足。
为了解决这个问题，山东从供需两端同时发力，开始了一场“协同革命”。
在供给侧，山东将新能源开发重心转向海上风电、核电与地热能，推动能源结构从风光“独大”向风、光、核、地热多轮驱动转变。
新能源发展到现在，以储能为代表的调节能力建设尤为关键。但现实是，储能的发展滞后于新能源发展的速度。不过，随着新能源全面入市，转机正在出现。
供需两端的结构调整，可以缓解部分绿电消纳难题，但想让绿电的使用更加顺畅，还需要一个关键支撑——调节能力。而储能，正是实现这个目标的关键工具。
储能，通俗地理解，就像一块块连接在电网上的“超级充电宝”，把发电高峰时多余的电“存起来”，到用电高峰时再“放出来”，由此让电力的供需更好匹配。
4月30日，具有完全自主知识产权的山东肥城300MW先进压缩空气储能电站首次并网发电一次成功。该电站采用中国科学院工程热物理研究所自主研发的先进压缩空气储能技术，由中储国能（北京）技术有限公司进行投资建设。
研发团队突破了300MW级压缩空气储能系统全套核心关键技术，攻克了多级宽负荷压缩机和多级高负荷透平膨胀机技术、高效超临界蓄热换热器技术、系统全工况优化设计与集成控制技术，创造性研制出300MW多级高负荷透平膨胀机、多级宽负荷压缩机和高效紧凑式蓄热换热器等核心装备。系统单位成本较100MW下降30%以上，系统装备自主化率达100%，实现了完全自主可控。
该电站建设规模为300MW/ 1800MWh，工程总投资14.96亿元，系统额定设计效率达72.1%。可实现连续放电6小时，年发电约6亿度，在用电高峰为约20-30万户居民提供电力保障，每年可节约标准煤约18.9万吨，减少二氧化碳排放约49万吨。 该电站利用山东省肥城市丰富的地下盐穴资源，通过空气为介质在电网侧实现大规模电力储能，能够为电网提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等电力调控功能，有效支撑电力系统平稳、高效运行。
以工商业储能为例，此前受电价政策的影响，工商业储能只能一充一放且价差有限，利润空间小。随着山东电力现货市场日趋成熟，负荷端电价波动更频、价差更大，给储能商业模式创新创造了新空间。
一些企业已经开始探索新的商业模式。在山东高光新能源科技发展有限公司，一种多元化的“储能+售电”模式正在落地。企业将储能系统的运营与电力销售直接关联，为不同企业提供特色套餐。“市场刚需的时代已经到来，‘源-网-荷-储’自循环体系将是未来盈利的核心竞争力。”高光新能源董事长胡遵昌的判断，道出了不少新能源企业家的心声。
对于储能的未来，专家的视野更加开阔。“不要把储能局限于‘电池存电’，电转氢、电转醇、电转氨，都是储能的重要形态，每一条细分储能路径上的突破都可能带动一条全新的产业链。”英国伯明翰大学能源工程讲席教授、山东大学兼职特聘教授孙成功认为，当前全球储能开发尚处早期，不少技术仍在实验室或中试阶段，但发展势头强劲。
原标题：山东新能源行业正经历关键转型
作者：陈晓婉 刘童
责任编辑：江蓬新
网页编辑：苏伟