在“双碳”目标战略引领下，我国光伏发电实现了快速发展，已成为第二大装机电源。但同时，电网消纳、新能源与用电负荷时间和空间不对称性等问题愈发突出。储能作为绿色能源存储方案，对解决上述挑战将发挥重要作用。为加快构建新型电力系统，助力“双碳”目标实现，亟需加快推动光储产业融合高质量发展。
一、光伏、储能行业高速发展，为实现我国“双碳”目标、拉动经济发展提供重要支撑
截至2023年底，全国光伏发电累计装机达609GW，成为装机第二大电源，仅次于煤电；全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约22.6GW/48.7GWh，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。光伏、储能完成投资额分别超过6700亿元和1000亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展的“新动能”。
二、光伏、储能行业发展面临的主要问题与困难
（一）并网消纳瓶颈对光伏长期可持续发展形成较大风险。随着我国光伏、风电规模化发展，新能源消纳并网问题不断加重，对于新能源高比例大规模可持续发展形成制约。大型集中式光伏电站受特高压外送限制，呈现后续发展空间不足的问题。分布式光伏方面，河南、山东等多省份陆续发布消纳预警风险，大幅降低了分布式光伏市场发展的预期和积极性。
（二）电力市场化机制不成熟导致光伏储能电站收益下降。电力市场化有利于能源供给侧调整、引导消费侧用能行为，从而促进新能源消纳。但电力市场化及分时电价政策叠加新能源发电的间歇性和不确定性，导致电站收益呈下降趋势。以山西为例，2023年全年光伏交易电量25.38亿千瓦时，成交均价311.04元/兆瓦时，较平价固定上网电价332元/兆瓦时下降6.3%。此外，新能源电站承担的电力系统辅助服务费用等系统运行成本越来越高，对新能源电站投资收益率造成的影响也愈加广泛。储能作为调节性资源，可以有效改善新能源输出曲线，提高新能源在电力市场中的灵活性。新疆、内蒙古等大基地所在省份均出台了新能源配套储能要求，但受储能参与电能量和辅助服务市场机制不成熟等因素影响，“配而不用”的现象愈演愈烈，低利用率导致储能价值无法充分发挥，为开发企业带来了更大的经济压力。
三、相关建议
当前光伏、电化学储能成本快速下降，已具备协同发展的基础条件，推动构建光储协同的新能源装机模式，破解电网消纳压力和突破光伏装机瓶颈，可以打开市场的天花板，成为下一阶段新能源发展的关键，也是推动我国电力系统“十四五”期间率先实现碳达峰，实现“双碳”目标的关键。为此，建议如下：
（一）鼓励集中式和分布式光伏配置储能，以及独立储能建设，进一步完善电网调度机制，充分发挥源网荷侧的储能作用。
国家能源局、生态环境部、农业农村部、国家乡村振兴局等多部门明确储能在风光大基地和分布式光伏促进新农村基础设施建设中的战略定位与作用。根据供需实际情况科学优化确定配储比例，完善储能的高效利用机制，确保电网企业应调尽调分布式储能。真正利用储能系统的双向功率特性和灵活调节能力，提升光伏发电的可控性，提高新能源就地消纳与可靠运行能力。
国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》鼓励光储企业与电网的协同规划、建设、运行、管理等方面的工作，实现光伏储能与电网的互补优化，提高新能源消纳效率和电力系统调节能力，破解光伏、储能、电网、用能不协同的难题。建议进一步加快出台相关实施方案。
（二）进一步完善新能源、储能参与电力市场交易机制，通过容量电价机制、现货、辅助服务等方式，保障新能源配储、独立储能成本疏导和相应收益。
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，加快完善新能源与储能参与电力市场的运行机制，在满足电网安全运行条件下优先出清。新能源与配建储既可以作为一个主体联合结算，又允许电源侧储能转为独立储能。建议国家发改委、国家能源局等部门出台具体细则，推动共享储能等新业态与应用方式，切实提升储能装置的利用率。
丰富新型储能参与的交易品种和成本分摊机制，借鉴煤电、抽水蓄能容量电价机制，研究出台新型储能容量电价机制，以进一步发挥储能容量价值，推动储能产业与光伏产业协同融合发展，保障我国新能源发展稳中有增。
