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双碳目标下的光储协同发展技术、模式与投资浅析

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