一、2024年我国光储市场发展情况

2024年，光伏+储能项目中，储能的装机规模为8.4吉瓦/22.3吉瓦时，较2023年增长了42%，连续七年保持40%以上的增速。随着新能源全面入市，如何在电力市场的竞争中维持较高的竞争优势，并获得较高的上网电价，光伏企业也在思考光伏+储能更深度的融合使用，这也或将促进光伏+储能的应用进入新的发展阶段。

二、电力市场下光储融合模式对比

储能可以通过不同方式与光伏融合，其中源储联合模式通过提升光伏容量价值降低输电成本，荷储联合模式聚焦用户侧降本增效，而独立储能则需依托市场机制实现与光伏协同。

一是源储联合：源储联合模式通过储能系统与光伏电站的物理耦合，通过电侧能量时移与功率调节，实现光伏出力曲线与电价信号动态匹配，减少光伏弃电损失。

二是荷储联合：荷储联合模式下，储能可帮助电力用户在电价低谷时充电、高峰时放电，通过峰谷价差套利增加收益。由于负荷侧电价峰谷电价差一般高于现货市场峰谷价差，用户侧储能更倾向于响应负荷侧电价信号。

三是独立储能：独立储能模式下储能与源、荷侧资源解耦，以独立经营主体的身份直接参与电力市场，可更好实现储能在电力现货、辅助服务、容量市场中的综合价值。

三、光储融合趋势研判

随着新型电力系统建设的推进，光储融合已成为实现能源转型的关键路径。2025年2月，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）（简称《通知》），明确新能源上网电量全部进入电力市场，电价由市场交易形成，并建立“多退少补”的差价结算机制。存量项目（2025年6月1日前投产）通过差价补偿稳定收益，增量项目则需通过竞价确定机制电价。此举终结固定电价保护模式，倒逼新能源企业提升负荷预测、报价策略等市场适应能力，客观上带来更多储能需求。此外，《通知》也明确推动新能源上网电价完全由市场交易形成，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件等要求。储能需求也因此将从行政驱动转向市场驱动，倒逼其探索在电力现货市场、辅助服务等领域的盈利模式。