光伏，作为“新质生产力”的代表性行业之一，其战略地位逐渐凸显。

近年来，在“双碳”战略目标引领下，中国光伏发电实现了快速发展，已成为我国规模第二大装机电源。

数据显示，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。

2023年，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“新动能”。 但在快速发展的同时，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。

全国人大代表、天合光能董事长高纪凡指出，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。

与此同时，电力市场化机制不成熟亦导致光伏储能电站收益下降。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%。

尽管储能作为调节性能源，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型，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。

高纪凡认为，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，也是可推动我国电力系统“十四五”期间率先实现碳达峰，实现我国“双碳”目标的关键。

高纪凡建议，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》中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。

他亦建议，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。

“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。”高纪凡在议案中表示。