在“碳达峰、碳中和”战略目标推动下，我国能源结构转型进入加速期。国家能源局数据显示，截至2023年底，光伏累计装机容量突破6亿千瓦，其中分布式光伏占比达40%以上；新型储能装机规模超过3000万千瓦，连续三年实现翻倍增长。这种跨越式发展背后，光伏与储能的协同效应正从技术、商业、投资三个维度重塑能源体系。本文将浅析技术原理、核心商业模式及投资模式，为企业把握能源转型机遇、引领新型电力系统建设提供参考。

一、光伏储能技术原理解析

（一）分布式光伏技术体系

1.基础工作原理

分布式光伏发电基于半导体材料的光伏效应，通过光伏组件将太阳辐射能直接转换为直流电能。其系统主要由光伏阵列、逆变器、并网控制系统、支架结构和智能监控平台等组成。光伏电池单元吸收光子后

产生电子-空穴对，在PN结内建电场作用下形成电流，经串联/并联组合的光伏组件输出直流电，再通过逆变器转换为与电网同频同相的交流电，最终实现就地消纳或余电上网。

2.典型应用场景对比

各类型分布式光伏系统均需配置防逆流装置、继电保护设备和环境监测模块，确保并网安全性与运行可靠性。随着虚拟电厂技术的发展，分布式光伏正从单一发电单元向可调度能源节点演进，通过聚合管理

参与电力市场交易，成为新型电力系统的重要组成单元。

（二）电化学储能技术体系

1.核心技术原理

电化学储能主要通过电池正负极的氧化还原反应来进行充放电，它主要由电池、直—交逆变器、控制系统和辅助设备（安全、环境保护设备）等组成。

2.典型应用场景

二、核心商业模式

（一）光伏项目主要盈利模式

“自发自用，余电上网”作为分布式光伏项目的核心运营模式，其运行机制体现为发电系统所产出的电能有限满足用户自身需求，盈余部分接入公共电网。该模式的实施依托双向计量装置（或智能电表）实现

发电端和用电端的精确计量。在收益构成方面，自发自用部分可享受等同于当地电价的用电成本节约；余电上网部分则依据属地脱硫燃煤基准电价进行电网结算，并叠加相应补贴。需要特别关注的是，根据

国家发改委、国家能源局联合印发的《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），光伏上网电价机制将从固定电价逐步转向市场化定价模式。

该模式的适用主体涵盖工商业用户及特定居民用户群体。工商业用户因其较高的用电负荷和电价水平，可通过自发自用显著降低用电成本，同时，还能形成余电上网的增量收益。对于居民用户，尽管用电规

模有限，但通过屋顶光伏系统的自发自用仍能实现家庭用电成本优化，叠加余电上网收益及地方性分布式光伏补贴政策（如部分省市实施的单位电量补贴），有效提升了居民侧光伏投资吸引力。

该收益模式主要包含两大核心要素：其一为自发自用带来的电费支出节约，其经济性取决于用户用电特征与属地电价结构；其二为余电上网形成的售电收益与补贴收入受政策框架下的电价机制与补贴标准约

束。因此，在评估该模式的经济性时，需要综合考量用户用能曲线、区域电价体系、补贴政策延续性等关键参数。

（二）电化学储能项目主要盈利模式

用户侧电化学储能项目的核心收益机制体现为“削峰填谷”基础模式与增值服务模式的组合架构。投资主体通过建设储能电站实施电价相对低时充电、电价相对高时放电的套利操作，通过电价折扣或收益分成

的模式实现多方利益分配。

用户侧储能项目主要有以下三种盈利模式。

1.模式一：价差套利

通过电网谷段低电价时段储能充电，峰端高电价时段向用户放电，利用分时电价差实现收益。该模式构成当前90%以上用户侧储能项目的核心盈利来源，其经济性直接受区域峰谷价差幅度及循环次数影响。

2.模式二：需量电费优化

针对最大负荷出现在储能放电时段的用户，储能系统可通过平滑用电功率曲线，有效降低用户所需的市电功率，从而优化每月需量电费，降低用电成本。

3.模式三：虚拟电厂协同

通过接入虚拟电厂运营平台，储能系统可参与需求侧响应及虚拟电厂等，实现在传统储能业务基础上获取更多的盈利空间。

三、新能源主要投资模式

（一）全周期开发模式（直接投资）

该模式以特定项目为载体实施新建投资，具有全流程管控特征。投资主体，通过自主开发或联合开发方式主导项目全生命周期管理，核心优势在于对项目决策权、收益权具有较强控制力。具体分为两类实施路径：

一是全资开发。依托母体企业的人力优势、市场优势、品牌优势和资金优势，独立完成光伏或储能项目开发，实现100%控股权及收益独享，主要适用于资源禀赋优异且综合实力突出的企业。

二是合资开发。与地方国有企业、优质民营企业等组建合资公司，通过股权合作实现资源互补。典型架构为投资方提供资金与技术，合作方贡献本地化资源，双方或多方按约定比例分配收益，主要适用于跨

区域拓展及政策敏感型市场。

（二）投建联动模式（EPC+融资）

该模式集成工程总承包与项目融资功能，形成两类合作机制：

一是EPC+F（融资型）。承包商提供建设服务并协助项目融资，不持有项目股权，通过工程利润实现收益。

二是EPC+F+参股（参股型）。承包商以少量股权投资绑定长期收益，同步获取工程利润与分红收益。

该模式核心价值在于打通“融资-建设-运营”价值链，但是需要关注的是承包商在解决征地拆迁或是土地出让金问题上具有一定局限性，而且往往会要求业主提供回购担保，这对业主方利益的保护存在一定风险。

（三）远期权益锁定模式（预收购）

该模式是指投资主体在市场上锁定未建成的新能源项目，通过签订预收购协议开展定制化收购，待项目投产后完成资产交割。主要特点是投资方与EPC方、项目方签订三方协议，约定项目验收标准及收购

对价，建设期由EPC方主导融资实施。

该模式有效平衡了开发阶段风险，但需建立完善的履约保障机制，例如增信方式、建设质量与标准、收购价等内容原则上在三方协议中事先商定。

（四）资产证券化模式（并购重组）

该模式是指发挥资本运作优势，对市场上已投产的新能源项目或企业实施收购的行为，包括兼并、收购和合并重组三种方式。

该模式一般适合于资金实力雄厚、管理先进的国有大型企业。为取得良好的并购效果，关键在于选择优质标的资产，应重点瞄准资源条件较好、前期手续较为完备、设备质量无明显缺陷的风光电项目，在

尽调阶段充分辨识潜在风险，以降低收购失败的风险。

（五）表外融资模式（租赁经营）

该模式是指出租人根据承租人的请求，与第三方（供货商）订立供货合同，根据此合同，出租人出资向供货商购买承租人选定的设备。同时，出租人与承租人订立租赁合同，将设备出租给承租人，并向承

租人收取一定的租金。

该模式主要特点是能够最大限度满足各方需求，控制项目风险。对项目业主而言解决了项目融资难问题，对融资公司而言则能够拓宽业务范围。

四、行业发展挑战与应对策略

（一）行业发展挑战

第一，目前用户侧储能的盈利在一定程度上依赖于分时电价下的峰谷套利模式。这种模式相对较为单一，使得投资回报面临一定的不确定性。随着光伏装机量的不断增加，午间光伏发电量增多，在部分地

区可能出现午间电力供需变化，降低储能的电量消纳能力，进而对储能项目的年收益水平产生影响。

第二，随着光伏与储能市场发展迅速，市场产能逐渐呈现出过剩的趋势，这使得市场竞争日益激烈。在储能领域，部分企业的技术较为相似，产品质量也存在一定的同质化现象。这种情况可能导致市场出

现一些不良竞争，对行业利润空间造成一定的压缩。

第三，分布式光伏产业在发展过程中，数字化建设相对滞后于业务发展。由于缺乏整体的统筹规划，在系统建设方面存在一些困难，容易形成信息孤岛。这使得光伏和储能项目在实际运营过程中，面临着

协同和优化管理方面的挑战，一定程度上影响了项目的整体效益。

第四，在储能项目投资过程中，部分投资商对项目风险的评估存在不够全面的情况。例如，可能没有充分考虑到用户后续新建光伏等因素对储能收益的潜在影响，同时对于设备故障、政策变化等风险因素

的评估也有待加强，从而给项目投资带来一定的不确定性。

（二）应对策略建议

1.推动光储结合的商业模式

优化能源方案设计。根据不同地区的光资源和用户的用电需求，结合光伏和储能系统的特点，设计最优的能源方案。例如，在光照资源丰富的地区，增加光伏的装机容量，同时合理配置储能系统，以满足

用户在不同时段的用电需求。

创新业务模式。除了传统的峰谷套利，还可以探索其他盈利模式，如开展综合能源服务，将光储系统与其他能源设备（如电动汽车充电桩、热泵、空调等）相结合，为用户提供一站式的能源解决方案，提

高能源利用效率和综合收益。

2.充分考虑用户建设光伏的可行性

优化前期调研与评估。在规划储能项目之前，对用户的用电需求、屋顶面积、光照条件等进行详细的调研和评估，分析用户建设光伏的可能性和潜力。同时，了解用户的发展规划和能源需求变化趋势，为

储能项目的设计和实施提供依据。

建立动态调整机制。与用户签订合作协议时，建立动态调整机制，明确在用户建设光伏后，储能项目的运行方式、收益分配等方面的调整措施。同时，定期对储能项目的运行情况进行监测和评估，根据实

际情况及时调整储能的充放电策略，优化能源利用效率。

3.采用小规模灵活可移动的小储能柜

提高系统灵活性。小规模灵活可移动的小储能柜可以根据用户的需求和实际情况，灵活调整安装位置和容量，方便应对用户建设光伏或其他能源需求变化。

降低投资风险。相比于集中式大型储能，小储能柜的投资成本较低，且可以根据用户的实际需求逐步增加容量，降低了一次性投资的风险。同时，小储能柜的安装和调试周期较短，可以快速投入使用，提

高资金的使用效率。

五、未来发展趋势展望

2025年，光伏与储能的深度融合将迎来新的发展机遇。随着光伏装机规模持续攀升，储能作为“稳定器”的价值进一步凸显，二者协同推动可再生能源从“量增”向“质优”跨越。

在技术层面，高效光伏组件与智能化储能系统加速适配，N型电池、钙钛矿叠层技术提升光伏转换效率，同时大容量储能电芯与长时储能方案有效平抑光伏波动性，光储一体化系统逐步成为标配。政策驱

动下，“光伏+储能”项目将享受并网优先、电价补贴等红利，电力市场机制创新则赋予光储联合体参与调峰、现货交易等多元化收益渠道，经济性持续优化。

在应用场景层面，光储系统应用广泛。在用户端，光储系统通过“自发自用+峰谷套利”模式降低用电成本；在工商业领域，柔性光伏屋顶与储能电站协同实现绿电高比例消纳；在大型基地，光储联合调度

提升新能源外送能力。值得注意的是，产能迭代与技术竞争可能加剧行业洗牌，倒逼企业向“高效产品+智慧服务”转型。

总体而言，2025年光伏储能将步入“系统化、市场化、生态化”发展新阶段，从单一能源供给转向“发-储-用-管”全链条价值重构，为构建新型电力系统和实现“双碳”目标提供核心支撑。

（文章来源网络）