央广网北京9月20日消息(记者卢海宁)据中央广播电视总台经济之声《交易实况》报道，9月18日，由中国光伏行业协会举办的2026光储协调应用创新发展大会在安徽滁州开幕。随着多项能源（850101）领域顶层规划相继印发，叠加我国光伏装机规模实现跨越，光储协同已成为行业共识，哪些环节最先受益？
从“装机主体”走向“电量主体”
国家能源（850101）局数据显示，截至2026年7月底，全国光伏发电装机达12.86亿千瓦，首次超过煤电成为装机规模最大的电源品类。随着《新型能源（850101）体系建设“十五五”规划》《可再生能源（850101）发展“十五五”规划》《新型电力系统建设“十五五”规划》等相继印发，可再生能源（850101）正从“装机主体”走向“电量主体”。
中国人民大学生态环境学院教授李岩认为，风电（885641）、光伏项目不仅是一座座风电（885641）场、光伏电站，未来更要具备提升电量消纳、高效并网的能力，支撑新能源（850101）整体迈向“电量主体”。衡量这一转型，非常重要的一个指标就是新能源（850101）利用率和消纳能力。提高新能源发电（884150）量，需要依靠三个方面：一是储能（885921）的调节能力；二是远距离输送能力，也就是跨省的调节输送；三是电网本地的消纳能力。通过这三种途径，提升风电（885641）、光电的利用水平，进一步提高新能源（850101）消纳比例。
盈利模式存在瓶颈，光储行业亟待破局
协同快速推进的同时，行业面临的核心卡点之一是“算账”。会上有专家分析指出，在部分省份，储能（885921）当前的收益主要来自现货峰谷价差、调频辅助服务和容量电价，但这三类收益都存在天花板，且受市场规则变化影响波动较大；光伏电站则面临全面入市和提升置信出力的双重考验。李岩表示，目前储能（885921）主要收益来源为峰谷电价，但这部分收益和项目投资、运维成本尚不匹配，不少项目盈利压力较大。不过，储能（885921）是未来新能源（850101）发展不得不面对的问题，这里面涉及配套政策机制如何完善，比如对新技术的市场化支持方式；同时依靠产业规模扩大、技术迭代持续压降成本，提升储能（885921）项目经济性。
产业节奏重构，系统集成优先兑现收益
针对上述挑战，与会嘉宾将解决路径归结为市场机制完善、技术深度协同和产业生态重构。工业和信息化部电子信息司有关负责人在会上建议，科学统筹光伏开发与储能（885921）配套建设，坚持因地制宜、按需精准配置。落到产业与资本市场视角，中航证券首席市场策略分析师张郁峰表示，评估光储项目的投资价值，政策规则与消纳情况的权重要高于单纯的装机数字。“首先看各地的配置规则和电力市场政策，这决定了项目收益空间；其次看新能源（850101）利用率、储能（885921）消纳的实际情况；第三看产业链落后产能的出清推进节奏；最后才看新增装机规模。整体来讲，行业已经从过去拼装机数量，转向以项目真实的盈利水平来衡量。”张郁峰说。
张郁峰表示，从产业链环节看，系统集成类企业业绩兑现节奏会早于制造端。“率先兑现的是储能（885921）系统，其次是光储一体化的系统集成，而电池组件等制造端的业绩兑现相对滞后。从产业竞争角度，具备光储一体化落地实施能力的企业，在市场竞争中将拥有更强的竞争优势。”张郁峰说。
