电力市场交易策略核心：利用电力平衡机制发现最大可上网电量；利用交易结算不平衡机制发现最大上网结算电价；建立交易体系实现度电收益最大化目标或者绝对收益最大化目标。光伏电站交易能力建设的核心手段是调节能力建设。

存量光伏电站入市后状况

      136号文后，新能源全量入市。为合理稳定的价格预期，同时在市场外建立了新能源可持续发展价格结算机制。对纳入机制的电量，由电网企业每月按机制电价开展差价结算，多退少补。各省为妥善衔接此前具有保障性质的相关新能源上网电价和电量政策，对存量项目均建立了高比例的机制电量比例，机制电价一般为脱硫煤标杆价。于是多数存量电站报零价“躺平”进市场。

       躺平进市场并不意味着可以躺赢，除了少数位于优质节点的电站，多数存量电站依然面临着弃光和结算电价下降问题，量价齐跌影响了收益和投资预期。从山东、河南等省份看，136号文后，月度发电侧实时市场光伏项目加权均价不高。电力行业规划研究与监测预警中心的数据表明，随着新能源装机增加，新能源利用率下降。

存量光伏上网电费结算机制

       存量光伏项目上网电费分为电力市场电费和机制电量价差费用。电力市场电费为上网电量实时电费。对纳入机制的电量，由电网企业每月按机制电价开展差价结算。各现货运行省份市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权均价确定。市场交易均价低于或高于机制电价的部分，纳入“系统运行费用—新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”，由全体工商业用户分享或分摊。相关公式如下：

机制电量差价结算费用=机制电量×（机制电价-市场交易均价）=实际上网电量*机制电量比例*（机制电价-月度发电侧实时市场同类项目加权均价）。

结算总电费=全电量电力市场电费+机制电量差价结算费用=实际上网电量*实时节点电价+实际上网电量*机制电量比例*（机制电价-月度发电侧实时市场同类项目加权均价）。

方法分析

       对于存量光伏电站，光伏大发时的弃电没有收益；这部分电量通过配储在负荷高峰时上网，实际收益为实时电量电费和机制差价费用之和。光伏装机大省，月度发电侧实时市场光伏加权均价低于机制电价，叠加机制电量收益后，这部分配储获得收益高于独立储能的现货价差收益。

      以山东为例，存量项目80%机制比例。2026年3月光伏发电新能源机制电价结算参考价为104.367元/兆瓦时；现货市场实时平均价格最高在23:00，为472.549元/兆瓦时；最低在13:00，为72.357元/兆瓦时。若电站在光伏大发时段弃电，储能按照85%的效率，存量光伏项目1兆瓦时弃电通过配储在负荷高峰时放出可获得元约600元收益，配储收益远高于独立储能。在实际开发过程中，配储投资单价低于独立储能投资单价，配储收益非常可观。

结论

       对于存量光伏电站，交易策略的核心是将光伏大发时段的弃电，通过储能在负荷高峰时段放出，增加机制电量数量的同时赚取机制差价费用。对于无弃电或弃电量少的，配储则收益不合算。