在“雙碳”目標引領下，我國光伏發電實現了快速發展，已成爲第二大裝機電源。但同時，電網消納、新能源與用電負荷時間和空間不對稱性等問題愈發突出。儲能作爲綠色能源存儲方案，對解決上述挑戰將發揮重要作用。爲加快構建我國新型電力系統，保障“雙碳”目標實現，亟需加快推動光儲産業融合高質量發展。

一、光伏、儲能行業高速發展，爲實現我國“雙碳”目標、拉動經濟發展提供重要支撐

截至2023年底，全國光伏發電累計裝機達609GW，成爲裝機第二大電源，僅次于煤電；全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達31.39GW/66.87GWh，平均儲能時長2.1小時。2023年新增裝機規模約22.6GW/48.7GWh，較2022年底增長超過260%，近10倍于“十三五”末裝機規模。光伏、儲能完成投資額分別超過6700億元和1000億元，帶動産業鏈上下遊進一步拓展，成爲我國經濟發展的“新動能”。

二、光伏、儲能行業發展面臨的主要問題與困難

（一）並網消納瓶頸對光伏長期可持續發展形成較大風險。隨著我國光伏、風電規模化發展，新能源消納並網問題不斷加重，對于新能源高比例大規模可持續發展形成制約。大型集中式光伏電站受特高壓外送限制，呈現後續發展空間不足的問題。分布式光伏方面，河南、山東等多省份陸續發布消納預警風險，大幅降低了分布式光伏市場發展的預期和積極性。

（二）電力市場化機制不成熟導致光伏儲能電站收益下降。電力市場化有利于能源供給側調整、引導消費側用能行爲，從而促進新能源消納。但電力市場化及分時電價政策疊加新能源發電的間歇性和不確定性，導致電站收益呈下降趨勢。以山西爲例，2023年全年光伏交易電量25.38億kWh，成交均價311.04元/MWh，較平價固定上網電價332元/MWh下降6.3%。此外，新能源電站承擔的電力系統輔助服務費用等系統運行成本越來越高，對新能源電站投資收益率造成的影響也愈加廣泛。儲能作爲調節性資源，可以有效改善新能源輸出曲線，提高新能源在電力市場中的靈活性。新疆、內蒙古等大基地所在省份均出台了新能源配套儲能要求，但受儲能參與電能量和輔助服務市場機制不成熟等因素影響，“配而不用”的現象愈演愈烈，低利用率導致儲能價值無法充分發揮，爲開發企業帶來了更大的經濟壓力。

三、相關建議

當前光伏、電化學儲能成本快速下降，已具備協同發展的基礎條件，推動構建光儲協同的新能源裝機模式，破解電網消納壓力和突破光伏裝機瓶頸，可以打開市場的天花板，成爲下一階段新能源發展的關鍵，也是推動我國電力系統“十四五”期間率先實現碳達峰，以及實現“雙碳”目標的關鍵。爲此，建議如下：

（一）鼓勵集中式和分布式光伏配置儲能，以及獨立儲能建設，進一步完善電網調度機制，充分發揮源網荷側的儲能作用。

國家能源局、生態環境部、農業農村部、國家鄉村振興局等多部門明確儲能在風光大基地和分布式光伏促進新農村基礎設施建設中的戰略定位與作用。根據供需實際情況科學優化確定配儲比例，完善儲能的高效利用機制，確保電網企業應調盡調分布式儲能。真正利用儲能系統的雙向功率特性和靈活調節能力，提升光伏發電的可控性，提高新能源就地消納與可靠運行能力。

國家發改委、國家能源局聯合印發的《關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見》鼓勵光儲企業與電網的協同規劃、建設、運行、管理等方面的工作，實現光伏儲能與電網的互補優化，提高新能源消納效率和電力系統調節能力，破解光伏、儲能、電網、用能不協同的難題。建議進一步加快出台相關實施方案。

（二）進一步完善新能源、儲能參與電力市場交易機制，通過容量電價機制、現貨、輔助服務等方式，保障新能源配儲、獨立儲能成本疏導和相應收益。

充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，加快完善新能源與儲能參與電力市場的運行機制，在滿足電網安全運行條件下優先出清。新能源與配建儲既可以作爲一個主體聯合結算，又允許電源側儲能轉爲獨立儲能。建議國家發改委、國家能源局等部門出台具體細則，推動共享儲能等新業態與應用方式，切實提升儲能裝置的利用率。

豐富新型儲能參與的交易品種和成本分攤機制，借鑒煤電、抽水蓄能容量電價機制，研究出台新型儲能容量電價機制，以進一步發揮儲能容量價值，推動儲能産業與光伏産業協同融合發展，保障我國新能源發展穩中有增。（仲新源）