问题——新能源装机快速增长的背景下，如何在“源网荷储”一体化框架下提升电力系统稳定性与调节能力，成为新型电力系统建设必须直面的课题。业内普遍认为，光伏出力具有波动性、间歇性，与用电负荷曲线存在时段错配，同时还叠加跨区域输送与消纳压力，电网对调峰、调频、备用以及“构网”能力提出更高要求。仅依靠扩大风光装机的“规模叠加”，已难以支撑系统安全稳定运行。 原因——与会嘉宾分析，电力系统正加速向高比例新能源演进，系统惯量下降、功率波动加剧、调节资源紧张等问题更加突出。这既源于能源结构转型带来的物理特性变化，也受到市场机制与技术标准衔接不足的影响。一上，过去光伏与储能常以“项目拼装”方式建设——设备来自不同主体——接口与控制策略不统一，导致损耗叠加、联调效率不高、责任边界不清等问题长期存；另一上，储能收益机制不完善、调用规则不清晰，部分项目出现“建成但不好用”，价值释放不足。 影响——专家指出，光储融合可借助储能的削峰填谷、快速响应、备用支撑等能力改善光伏出力特性，提高与负荷曲线的匹配度，从而增强系统稳定性并提升“含绿量”。中国能源研究会理事长史玉波表示，高比例新能源大规模并网，对电力系统调节响应、跨区域输送消纳以及源网荷储协同提出新要求，未来一段时间需要系统层面实现突破。业内判断，光储融合正从技术探索和示范应用，走向系统集成与规模化推广，有望成为新能源高质量发展的重要路径。 对策——围绕“可落地、可调用、可持续”的光储融合体系建设，与会人士从场景拓展、技术攻关、机制完善各上提出建议。国家能源局新能源和可再生能源司有关负责人表示，要推动光储融合场景扩容提质：大型风电光伏基地推进光储一体化规划与建设，形成更具系统友好性的电站形态，提升新能源可靠替代能力；在工业用能等领域推广光储融合供能模式，促进发电特性与负荷曲线“双向匹配”，并与直流柔性用能建筑、智能微电网、虚拟电厂等新业态协同，提高分布式光伏与储能的聚合调控水平。 在关键技术上，业内呼吁以系统能力为导向提升产品效率、寿命与安全水平，重点突破高精度功率预测、智能调控、构网型技术等方向，增强光储系统对电网的快速响应与主动支撑能力。中国国际科技促进会风光水火储分会有关负责人认为，无论是“沙戈荒”大型基地还是分布式新能源发展，电网对构网能力、转动惯量等要求都提升，亟须推动从设备到系统、从硬件到软件的协同重构。同时，在绿电直连、算电协同、虚拟电厂聚合、车网互动等新领域，应加快标准体系建设与生态完善，打通从技术创新到商业化落地的关键环节。 在市场机制上，国家发展改革委、国家能源局此前印发文件，明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。业内人士认为，该机制有助于改善独立储能收益预期，但也要求各地更科学研判容量供需形势，形成更精准的项目布局与政策支持，并推动新能源与配套储能深度协同、一体化调用，完善光储融合项目参与电力市场的规则，更充分体现储能的供能与调节价值，提升项目整体经济性。 前景——与会人士普遍认为，随着新型电力系统建设提速，光储融合将从“工程组合”转向“系统能力交付”，应用形态也将更加多元：大型基地侧更强调系统友好与可靠替代，园区和工商业侧更强调就地消纳与用能优化，城市侧与建筑、交通、信息基础设施等融合趋势将继续增强。浙江大学涉及的专家表示，光储融合不是简单叠加，而是面向不同场景进行技术组合、参数配置与调度运营的系统工程。业内企业代表也提出，通过原生融合与全栈集成，有望降低系统损耗、提升联调效率与运维可控性，为用户提供更稳定的发电、储电与用电保障。
光储融合不仅是技术问题，更涉及系统层面的改革。在“双碳”目标牵引下，从政策设计到产业实践都需要打破边界、强化协同，以更整体的视角推动能源体系转型。这个转型既考验各方协作能力，也将推动全球能源治理格局的重塑。