中国储能网讯：光伏不仅是新型电力系统的基本电源之一，更是全球能源转型的“核心引擎”。其规模化、智能化与多场景融合发展，将重塑电力系统的形态与价值。但任何事物的成长，都必须遵循其客观规律，特别是在电力系统复杂的物理约束下，各类型电源增长都要充分协同负荷增长和电网承载能力。以2024年为例，全国光伏产业以28.3%的爆发式增长（新增装机277.57吉瓦），远超同期其他电源增速：风电仅增18%（79.34吉瓦），火电新增装机同比下滑13%，水电增速不足5%。而全社会用电量增速为6.5%，光伏发电量占比从2023年的5%跃升至8.6%，其增速是负荷增速的4.6倍。这种“脱缰式增长”导致光伏渗透率突破42%，但同期电网消纳能力仅提升10%，局部地区弃光率反弹至8%，形成“装机狂飙、消纳承压”的失衡格局。

新能源入市背景下的光储融合发展机遇

在这样的背景下，近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）。136号文终结了光伏保障性补贴时代，倒逼行业从“政策依赖”转向“市场竞合”，短期将引发抢装潮，长期看将加速新能源行业技术进步、促进产业升级。以光伏为例，在上午10点到下午2点的时段内其发电能力最强，除去按照机制电价执行的机制电量部分，上网部分将按照现货电价执行，以目前各省电力现货市场的运行状况来看，光伏大发时段往往电价为低价、0价甚至负价，如果不采取积极的应对策略，光伏类资产收益下降的趋势不可避免。光伏行业势必生长出“进化的使命”，即从“野蛮生长”到“精密调控”。相比于聚合交易、绿色价值创造等方式，光储融合因其模式标准化和技术可控性，更加受到行业关注，被认为是光伏参与现货市场的“最优解”。电力现货市场以96点分时电价曲线和实时供需为核心，光储融合将提升光伏在现货市场中的竞争力。以能源消费侧为例，光储融合可以提高光伏自消纳比例，转移部分上网电量参与现货市场的时间，降低市场风险，增强灵活性。通过预测光伏出力和现货电价，储能系统可动态调整充放电策略，优化中长期和现货市场的收益组合，特别是储能可“平移”光伏在现货市场的低价时段的上网电量，规避光伏所面临的低电价或负电价风险。

如果说市场化改革是光储融合的外因，那么物理特性的互补则是光储融合的内生动力。以能源消费侧为例，光伏和储能同为分布式能源资产，相比于电力系统内的传统主体同属新型主体，特别是工商业储能，在过去三年里，才慢慢在部分省份呈规模化发展。首先，二者在时间维度上互补：光伏发电依赖日照，出力集中在白天（尤其是正午），夜间无出力，且受天气影响大；储能系统可在光伏出力高峰时充电，在夜间或阴天放电，平抑光伏的昼夜和季节性波动。其次，二者在空间分布上协同：光伏与储能可就近部署在用户侧，如工业园区、社区，减少输电损耗，降低对集中式电网的依赖；两者结合可形成分布式微电网，在极端天气或电网故障时作为备用电源，增强供电可靠性。第三，二者可实现能量与功率的协同优化：光伏提供能量（千瓦时），储能提供功率（千瓦）调节能力，两者结合可实现“能量型+功率型”混合系统，优化电力供需匹配，具有更强的构网属性。

光储融合的政策性“堵点”和经济性挑战

诚然，光储融合有诸多优势，但是目前来看光伏与储能的融合发展在政策机制层面仍面临诸多卡点和堵点。首先是市场化机制不完善，多数电力现货市场设计仍以传统发电机组为中心，储能的快速响应、调频、备用等灵活调节价值未被充分纳入市场定价体系，限制了储能的收益渠道。容量补偿机制缺失，储能的容量价值如提供备用、延缓电网升级的作用未被量化补偿。特别是在光伏高渗透地区，系统对储能的容量需求迫切，但现有电价机制忽视了储能的“容量型”功能；其次是光伏与储能两主体之间政策与管理的不协调，导致光伏、储能两种主体被分开管理，例如部分省份的集中式光伏场站内储能的自调度权限并未充分下放给场站，分布式光伏配建储能电量能否返送电网也并不明确；第三，缺乏明确规定的光储融合主体身份，在主网、配电网、用户侧不同位置也存在如何分别划归权责利的现实困境，光储融合作为整体其价格信号是缺失的。

光储融合的经济性问题是其发展面临的根本性挑战。光储融合在中国推行已初现潜力，2024年光伏电站度电成本已经降至0.2元/千瓦时左右。储能的成本下降更加迅速，主流的锂电池储能部分采购价格已经低至0.6元/瓦时，其成本下降之快甚至于每月都有更新的数据。中国的光伏和储能制造业，已经具备了冠绝全球的规模优势和最高性价比。但即便如此，在136号文之后新能源入市，光储融合的经济性也并不能完全明确。批发或零售的价差直接影响储能，现货价格直接影响光伏的上网电量价值，可关联的负荷资源特性能否匹配融合后的中长期曲线等，在各个省、各个主体中将呈现出完全不同的经济性。可以预见，光储融合的模式在各个省份的推广将呈现出较大的差异，对于科技技术型的服务公司而言或将出现新的市场机会。光储一体相关设备制造、光伏预测技术提供、储能EMS充放策略、电力市场交易策略等类型的公司，将有望以技术驱动，成为提升光储融合模式经济性的重要支持力量。

当前，中国新能源的发展，特别是光储融合这类新业态在商业模式和机制探索方面已经走进了世界“无人区”，没有先进经验可借鉴，必须要靠自己的探索实现从跟随向引领的跨越。中国新能源的在运规模、制造能力、工艺技术、渗透率和穿透率等，已经走在了世界的最前列，包括美国的“联邦投资税收抵免（ITC）+加州自发电激励计划（SGIP）”，德国的“银行储能补贴计划+电网储能采购义务”，澳大利亚的“分布式能源资源计划（DER）+家庭电池计划”等，国外的经验已经不足以支持“拿来主义”。新能源领域，特别是光储融合的创新模式，中国的问题需要自己给出答案，并为全球起到引领和示范作用。

可以确信，光储融合将为我国能源转型和电力市场高质量发展注入新的动力。随着技术的进步、工艺的提升和成本的降低，如果达成光储融合的度电成本低于火电的度电成本，从第一性原理角度出发，电力系统将真正具备深刻变革的物理条件。引入光储融合，将成为构建新型电力系统的重要一环，通过灵活调节能力弥补和平抑新能源发电的间歇性和波动性，以更好地适应高比例新能源接入的需求，在保障收益稳定性的同时，深度参与电力市场价值分配，提升电力系统的整体稳定性。未来随着产业的发展，光储融合将进一步向非示范类规模发展的“源网荷储一体化”演进，成为新型电力系统的关键支撑单元。