国内最大高海拔直流耦合项目落地——置信出力时代，光储耦合该走哪条路？

来源：市场资讯

（来源：储能与电力市场）

2026年7月，《可再生能源发展“十五五”规划》正式印发，首次将“可靠替代”与“扩量提质”并列为发展主线。

其中，设定的“置信出力”这个新指标，本质上在问一个过去被规模数字掩盖的问题：在电网最需要电的晚高峰时段，光伏电站到底能顶上去多少？6%、8%还是10%？储能又能帮光伏电站提升出力多少？

国家能源局最新数据显示，截至今年7月底，我国光伏发电装机容量已达12.86亿千瓦，首次超过煤电，成为我国装机规模最大的电源品类。而与此同时，在实际运行中，夏季晚高峰光伏却时常“出力归零”。

“装了多少千瓦”和“关键时刻能出多少千瓦”是两本账，算清两本账的关键是系统的可靠性。随着置信出力的提出，光伏配储可以说，正式从申报材料里的装饰项，成为了行业发展中不可逆的选择。

但如何让光储系统发挥最大的功效？采用什么样的解决方案？直流耦合方案走进了行业视野。近日，阳光电源助力国内最大的高海拔光储直流耦合——青海海南州实证基地项目投运，用实证来检验当储能也视作一个光伏单元，光伏与储能不再视作两个系统，能不能跑通？

置信出力时代

光储耦合该选哪条技术路径

目前，光伏配储主要存在交流耦合与直流耦合两条技术路线，中压接入和低压接入两种接入模式，并因此形成了三套主要的解决方案：中压交流耦合、低压交流耦合、直流耦合。

中压交流耦合方案下，储能采用集中配置在一处，并集中接入35kV光伏集电线路。通过储能配置独立储能变流器和能量管理系统，原光伏设备无需改造。这个方案的优点是：控制简单、 可集中消纳光伏发不出的富余电量。但是也有挑战，储能调度权归属可能不在场站，很难真正减少弃光限电，也不容易降低电网考核罚款。

低压交流耦合方案下，储能分散在光伏场区，系统通过隔离变压器和变流器，接入光伏逆变器交流侧，这个方案也不需要改造光伏设备。光伏富余发电时，可以直接给本片区的储能充电。挑战主要是，需额外部署光储协控装置，并配置隔离变压器，来适配逆变器交流侧电压。

直流侧耦合方案下，储能分散布置在各光伏子方阵内，储能通过DC/DC变换器，直接接在光伏逆变器直流侧，省去储能变压器、储能集电线路等，储能与光伏直接并联，减少储能变压器等损耗，能量路径更短，转换效率高，光储视作一个单元，接受功率调度，光储统一出力输出平滑，更有利于减少电网考核，且可节省投资。不过这个方案的控制策略复杂，逆变器需改造来兼顾储能充放电。

三条路线各有取舍，所以真正的考验在于：当新能源全面入市、场站必须“顶得上、卖得好”时，哪种方案能同时兼顾效率、收益与调度？其中，直流耦合的实际效果备受关注。

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最高海拔直流耦合实战

光储协同高度贴合调度指令

此前强制配储时代，多数场站采用高压交流耦合方案，重“配”轻“用”，储能多沦为合规成本。光储直流耦合，打破了这种协同上的局限。

为全面验证完善光储直流耦合技术，青海海南州千万千瓦级新能源基地内，打造了一个光储直流耦合实证项目。阳光电源为该项目提供光伏逆变器39.6MW、储能系统22.05MW（DC-DC）/43.35MWh，该项目也是目前高海拔地区，国内已投运的光储直流耦合项目中储能装机规模最大的。

该项目不仅规模领先，更用实际运行数据验证了直流耦合的可行性：相比光伏单独发电，阳光电源的光伏和储能设备综合功率与AGC高度贴合，这说明光储直流耦合可以与调度指令保持高度一致，有效减少了限电和细则考核带来的风险。

而此次阳光电源能实现调度的高效一致，主要是依托全栈自研设计，通过全面系统设计、互通控制算法等，实现了逆变器、EMS、簇级管理器之间的融合协同工作，进而可根据电网需求，实现对各光储单元的差异化调度及能量分配。

此外，面对高海拔，多风沙，高比例新能源弱电网这些挑战，阳光电源设备具有极强的适应性，确保了系统的长期高效运行，保障了投资价值的最大化。

直面电力市场

让储能成为电站的价值增长极

目前，光伏场站的收益逻辑正在发生彻底的改变。光伏配储的下半场，拼的不是“配了多少”，而是“用得多好”。

以山东为例，2025年底至2026年，山东省相继修订了电力市场规则与“两个细则”，并于2026年8月印发《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，将“光伏+储能”一体化运营，正式推进电力市场。

“联合申报、一体化出清”的新的市场逻辑下，光伏场站配置的储能，不再是成本项，而是能在电力市场中为光伏发电创造更大价值的“价值主体”：通过能量时移，应对电力现货市场价格波动，进行价差套利，提高光伏发电电能量价值；构建光伏场站调节能力，减免两个细则考核；提高光伏发电可靠性，争取电力市场容量补偿；探索光储打包提升绿电产品的时序稳定性，实现绿电价值等。

光伏配储，已经成为光伏场站生存的必修课。光储之间怎么“连”，直接决定了储能能否高效履行上述价值。

当市场要求光储作为一个整体参与交易和调度，直流耦合所提供的，不仅是多一种技术选项，而是让光储真正成为“一个主体”的底层架构。

青海实证项目也检验了，除了调度策略上的高度可行之外，直流耦合可以让光伏与储能共用直流母线，能量路径更短、循环效率更高、调度响应更灵活。

效率更高，光伏到储能仅经历1次DC-DC变换，循环效率较交流耦合，避免“DC-AC-DC”的额外损耗；成本更低，通过光储共用直流母线，省去PCS和变压器、省去交流35kV电缆，设备数量减少约30%，初始投资下降10%-15%，施工周期缩短；调度更活，逆变器、EMS、簇级管理器协同，可依据电网需求对各光储单元进行差异化调度，实现能量精准分配，保障投资价值最大化；管理更细，每个逆变单元单独配置DC/DC和簇级管理器，管理颗粒度更细，解决木桶效应，电池在线率更高；运维更简，全生命周期内所有设备支持远程一键升级，任何故障支持一站式售后，显著提高运维效率。

这些正是“价差套利”“减免考核”“容量补偿”等市场化收益得以兑现的技术底座。也正因如此，在新能源全面入市、配储从合规走向经营的大势下，直流耦合正展现出广阔的发展空间，成为高效光储融合的主流路径之一。

直流耦合

打通光储壁垒的缩影

而在海拔3100米的戈壁严苛环境下，光伏储能系统真正达到了一体化协同控制，这些只是阳光电源在光储直流耦合赛道上持续深耕的缩影。

早在今年6月，阳光电源在SNEC展会上正式发布PowerMatrix™矩阵逆变器，将光伏逆变、储能变流、能量路由与构网控制集成于同一设备，从底层电气拓扑上打通光储协同壁垒。

这意味着储能不再是附加在电站外部的调节设备，而成为电站结构中的内生能力。以西北地区1GW光伏+2GWh储能的典型项目测算，相较传统交流耦合方案，矩阵逆变系统可实现CAPEX降低3.26亿元，IRR提升1.5%以上，系统年平均利用小时数从传统光伏电站的1500小时左右提升至3000小时以上，接近常规电源运行水平。

不管是矩阵逆变器，还是青海实证，阳光电源正沿着直流耦合等路线，着力实现“光储一体、可靠出力”，从而提升能源的真实应用效率。

而直流耦合的价值，也早已超出技术层面，向产业与战略层面延伸：它正加速能源系统直流化，适配光伏、储能、直流负荷（充电桩、数据中心）的天然直流属性，推动“直流发—直流储—直流用”一体化，减少交直流转换损耗，在未来，具有广阔的应用空间。