但光储融合到底是大势所趋还是形势所迫？目前业界有两种声音：一种是高速增长背后，光伏产业正面临着过剩危机；储能已经成为众多光伏企业不得不拓展的的“第二增长极”。
另一种声音则是，越来越多的光伏企业基于业务延伸，以及打通光伏产业链上下游的考量，“逐鹿”储能赛道，以实现源网荷储一体化和新能源系统的协同发展，完善产业链的同时拉动业绩增长。
经过三十年的“黄金发展期”，光伏行业已经形成了一批具有技术、规模、资金优势的领先企业。这些企业掌握着与储能产业链下游几乎共通的市场和渠道资源，且深谙产业链一体化打法，正在以终端市场为起点，纵向延伸布局储能产业链，实现更完善企业布局。
过半光伏企业“杀入”储能赛道
目前，已经有过半光伏企业主要通过布局储能系统集成、逆变器业务切入储能赛道，天合、晶科、阿特斯等小部分光伏企业已经延伸布局至更上游的储能电池板块。
逆变器企业中，阳光电源、华为、科华数能、上能电气、古瑞瓦特、固德威、首航新能源、三晶电气、迈格瑞能、德业股份、锦浪科技、艾罗能源、科士达、禾迈股份、阿诗特、爱士惟、昱能科技、恩易浦、盛能杰等几乎所有光伏逆变器企业已悉数入场，并各自推出了储能逆变器及储能系统集成产品，其中阳光电源已经连续7年位居储能系统全球出货中国企业第一名。
光伏组件企业中，天合光能、阿特斯、东方日升、晶科能源、正泰集团均看好储能赛道前景并重压投资，正在成为储能系统领域的“有力竞争者”，其中天合光能、阿特斯、晶科能源已经入局储能电池；隆基、晶澳也在储能领域有所涉足，更上游的硅料企业-协鑫集团也开始布局储能电池。
可以看到的，光伏企业“扎堆”进入储能赛道，已经成为产业现实。
光储融合仍沦为“纸上谈兵”
被寄予厚望的光储融合真的是一帆风顺吗？
深圳市英威腾光伏科技有限公司市场总监潘勇强曾表示，跟国内相比，国外的光伏+储能的商业模式几乎是自然形成的。潘永强指出：“澳洲白天的电价很高，达到了0.38澳币，但是晚上可能只有0.08澳币，如果用储能，商业模式自动就出来了。但是在国内可能就没有这种商业模式，因为我们这种峰值用电没有那么大的经济效益，所以商业模式来讲，可能在国外更容易实现用户侧的应用。”
但近年来，国内关于“光储融合”政策不断出台。2022年11月，工信部、住建部、交通运输部、农业农村部、国家能源局联合发布了关于开展第三批智能光伏试点示范活动的通知，通知强调要支持培育一批智能光伏示范企业、支持建设一批智能光伏示范项目，优先考虑方向之一就是光储融合。应用新型储能技术及产品提升光伏发电稳定性、电网友好性和消纳能力，包括多能互补、光伏制氢、光伏直流系统、自发自储自用等方向。
不过“光储融合”仍没有表面看起来光鲜亮丽。从电力端来看，目前国内电力储能的业主集中为“五大六小”发电集团、“两建”，业主们目前还没法通过储能实现较好盈利，一定程度上将储能当做光伏项目“额外的负担”。也因此，储能价格一再被压低，储能产业链存在无序竞争，洗牌声音不断。光储融合更多沦为“纸上谈兵”。
阳光电源光储集团战略客户方案部解决方案高级经理廖必清曾指出，光储电站的非技术成本一直居高不下，在15%左右。其中问题最大的是土地税费问题的裁量权，缺乏明确系统性的指导，导致项目终端收益不稳定。另外在没有建立合适营商环境和产业配套优势的情况下，一味要求投资产业落地，追求短期投资规模统计数据，很可能会扭曲产业发展和项目投资的关系，大量无效投资也会进一步抬升光储项目的成本。
此外，现在推行风光大基地的建设，风光大基地主要是建在沙漠戈壁中，具有光照强、风沙大、日夜温差大、容量大、降水少等特点，沙丘移动对设备、线缆的影响也很大。地理环境对光伏设备在环境适应能力、支撑电网、运维上提出更高要求，需要通过高可靠性来适应沙漠环境，提升设备有功无功的响应能力，增加智能化和数字化的运维系统的使用。随着大基地建设不断推进，对设备电网支撑能力提出更高要求，包括弱电网环境适应性、特高压连续高低穿无脱网、快速响应电网调度等。
可见，光储融合不仅对外部环境提出了更高要求，而且还在技术领域拥有更多“壁垒”。
今年上半年，宁德时代率先推出由“光伏组件、储能电柜、光储变流器”三大模块共同组成的零辅源光储融合解决方案。光伏组件接收太阳光并将其转换成电能的同时，储能电柜可根据实时需求参与电能的存储或释放。光储变流器可将光伏组件及储能电柜的直流电能转换为交流电能传输至电网。三大模块高效配合，助力电网主动支撑、功率波动抑制、调峰等功能的实现，提供最优的光储融合解决方案。
业界猜测，在宁德时代、阳光电源、华为、天合等龙头企业的推动下，光储融合步伐正在加快。
工商业光储融合或将最快
从多种角度来看，工商业领域的光储融合或将走得最快。
其一，在峰谷价差增大趋势下，工商业企业安装光储系统对降低电费支持的优势突显。
其二，目前我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，光储系统可实现两部分电费双降。
比如，分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用。采用光储融合方案，于电价谷时购买低价电能并同步储存多余光伏发电，于电价峰时由储能释放供给负载，可最大容量利用尖峰深谷价差，大幅降低实际用电费用。此外，储能也可作为企业的备用电源。
其三，工商业储能系统可以在负载用电峰值时代替变压器容量以降低总体容量需求，降低容量费用；同时，储能系统还可通过新增充电桩建设以实现动态扩容，降低未来可能因电力负荷容量不足而新增的变压器扩容费用。
据相关统计，目前国内已经有科左后旗100MW光伏储能项目、山东莱州360MW+60MW/120MWh光储融合电站项目、晟通长沙产业园光储一体化项目、三峡西藏10MW集中式光储项目、“攀大高速”公路分布式光储项目、宁波杭州湾吉利汽车（极氪工厂）分布式光储项目、海南大唐文昌翁田农光互补光储项目、山西朔州低碳校园全钒液流电池光储充一体项目、浙江宁波光储一体化基站、山东首个景区光储充电站等光储融合典型案例。
以山东莱州360MW+60MW/120MWh光储融合项目为例，其是当前国内最大的光储融合项目，也是国内首座具备一次调频功能的大型光储电站。
项目由阳光新能源开发建设，于2023年1月全面建成，并网发电。总占地面积7230亩，约相当于670多个标准足球场大小，具备毫秒级光储联合一次调频、调峰、偏差补偿、移峰填谷等核心功能，通过阳光新能源“多功能组合运行最优模式”可主动支撑电网，促进光伏消纳，同时有效应对电价波动性，最大程度提升场站的发电收益。整个项目每年可提供清洁电力约5亿度，等效节约标准煤约15万吨，生态效益和经济效益显著。
盈利性“卡脖子”
大型光储电站仍挣扎在“强配”阴影中
而大型光伏电站与储能的协同来看，当前依旧任重而道远。
近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展新阶段。“
特高压与储能配套是影响新能源消纳的关键环节，一旦大基地项目推进过程中重建设轻配套，势必会让过去大规模“弃风弃光”的现象再度出现。
以电化学为代表的新型储能具有调节速度快、布置灵活、建设周期短等特点，对构建更加灵活高效的新型电力系统具有重要意义，是大基地配套的重要基础设施。但受制于成本较高、商业模式不成熟等因素，发电企业配储积极性不高。
今年以来，新能源配储政策有“愈演愈烈”趋势，由最初的鼓励引导到成为并网标配，再到不建受罚，配储比例也从原先的10%—20%逐步上升至15%—30%，储能时长从1—2小时抬升至4—5小时，呈现逐步走高态势。
在三峡能源山东分公司副总经理汝会通看来，新能源配储的关键不在于时长、比例，而是没有建立起相应的成本疏导途径，收益预期普遍不足，配储普遍侵蚀新能源的利润，变成了新能源的“寄生体”。
汝会通曾公开建议，要从电力现货市场角度去思考，尽快建立机制，引导配建储能参与电力现货市场，发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现新能源项目效益最大化。如果形成这样的共识，市场会从“要我配储”转变为“我要配储”。
