一、光储行业作为光伏发电与储能技术深度融合的综合性产业
根据观研报告网发布的《中国光储行业发展趋势分析与投资前景预测报告（2026-2033年）》显示，光储行业是将光伏发电与储能技术结合，为用户提供稳定能源供应的综合能源服务领域，涵盖光伏系统、储能系统及两者集成解决方案。光储行业通过整合光伏发电（光伏系统）与储能技术（储能电池、逆变器、PCS等核心设备），形成“发电+储存+调节”一体化能源系统，主要服务于居民、工商业及电网端。因此，光储行业的关键设备包括：储能逆变器（如阳光电源PowerTitan3.0智储平台）、锂电池、全液冷技术等。
光储充一体化系统组成结构
资料来源：公开资料、观研天下数据中心整理
光储行业产业链
资料来源：观研天下数据中心整理
二、我国储能装机量与订单量齐创佳绩，供给能力持续提升
近年来，在新能源消纳需求与政策引导的双重作用下，国内光储市场呈现爆发式增长。储能领域作为核心支撑环节，2024年新型储能新增装机达43.7GW/109.8GWh，同比分别增长88%和115%，其中表前储能占比94%，工商业储能虽占比仅6%，但同比增速高达273%，成为增长新热点。2025年行业增长势头进一步延续，上半年新增投运新型储能项目装机规模23.03GW/56.12GWh，功率规模和能量规模均同比+68%。受政策调整影响，上半年项目并网节点发生变化，前移至“5･31”。5月新增装机刷新历年月度装机新高，达到10.25GW/26.03GWh，同比+462%/+527%，显示出市场需求的强劲韧性。
数据来源：CNESA，观研天下数据中心整理
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从产业链供给端看，2025年上半年国内储能电池出货量更是达到265GWh，同比增长128%。头部企业表现尤为突出，宁德时代2024年储能电池出货93GWh；亿纬锂能、海辰储能分别为50.45GWh和35.1GWh，行业产能与供给能力持续提升。
数据来源：GGII，观研天下数据中心整理
三、政策与绿色金融构筑发展基石，储能行业迎来重要发展机遇
“双碳”目标引领下，国家层面通过强制配储政策为储能行业提供了初期发展动力，风电、光伏领域的强制配储要求相当于以风光产业利润补贴储能行业，推动其逐步走向成熟。同时，绿色金融政策持续加码，通过提供低成本资金弥补绿色溢价，为光储项目提供了充足的资金支持。地方层面则通过电价机制优化，如峰谷电价套利、需求侧响应补贴等，显著提升了光储项目的经济性，激发了工商业与户用市场的需求。2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善储能发展政策推动新能源高质量发展的意见》（即“136号文”），明确规定储能配置不再作为新能源项目核准、并网及上网的前置条件，标志着我国“强制配储”阶段的结束。6月28日，工业和信息化部办公厅国家发展改革委办公厅商务部办公厅金融监管总局办公厅国管局办公室国家能源局综合司发布《关于组织开展2025年度国家绿色数据中心推荐工作的通知》，其中提到，风电、光伏等可再生能源利用率不低于数据中心所在省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，积极利用储能、氢能等技术，具有较强用电负荷调节匹配能力。随着储能市场逐步转向以经济收益为导向的高质量发展阶段，独立储能迎来重要发展机遇。
我国储能相关政策
| 时间 | 政策名称 | 主要内容 |
| 2025年2月 | 国家能源局《关于完善储能发展政策推动新能源高质量发展的意见》 | 明确规定储能配置不再作为新能源项目核准、并网及上网的前置条件，标志着我国“强制配储”阶段的结束。 |
| 2025年6月 | 国家能源局《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》 | 支持电力领域新模式、新业态创新发展，除另有规定外，原则上将分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围。合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入条件标准，进一步激发经营主体活力，推动行业高质量发展。 |
| 2025年6月 | 国家能源局《关于组织开展新型电力系统建设第一批工作的通知》 | 在虚拟电厂方面。围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、减小供电缺口、促进新能源消纳等场景，因地制宜新建或改造一批不同类型的虚拟电厂，通过聚合分布式电源、可控负荷、储能等负荷侧各类分散资源并协同优化控制，充分发挥灵活调节能力。持续丰富虚拟电厂商业模式，通过参与电力市场、需求响应，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，获取相应收益。 |
| 2025年6月 | 中共中央办公厅国务院办公厅《关于深入推进深圳综合改革试点深化改革创新扩大开放的意见》 | 展储能场景，探索源网荷储一体化商业模式。创新国际性产业与标准组织管理制度。 |
| 2025年6月 | 国家发展改革委办公厅等《关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知》 | 鼓励打造智能有序大功率充电场站，建立大功率充电场站与配电网高效互动机制，因地制宜配建光伏发电和储能设施。支持充电运营企业通过接入新型负荷管理系统参与电力市场交易和需求响应，通过价格信号促进电动汽车高水平消纳清洁能源。 |
| 2025年6月 | 工业和信息化部办公厅国家发展改革委办公厅商务部办公厅金融监管总局办公厅国管局办公室国家能源局综合司《关于组织开展2025年度国家绿色数据中心推荐工作的通知》 | 风电、光伏等可再生能源利用率不低于数据中心所在省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，积极利用储能、氢能等技术，具有较强用电负荷调节匹配能力。 |
| 2025年9月 | 两部门印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》 | 提出到2027年全国新型储能装机规模目标达到1.8亿千瓦以上，加快新型储能价格机制建设，并鼓励新型储能全面参与电能量市场与辅助服务市场，拓展多元化收益渠道。 |
资料来源：观研天下数据中心整理
四、新能源消纳需求催生刚性市场
全球新能源发电占比超20%后，弃风弃光、电价波动等问题凸显，储能成为“必选项”。我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，出力与用电负荷存在时间错配，导致西部部分地区风光发电高峰时段出现供过于求，2024年以来弃光率明显上升。从空间维度看，我国风光资源呈现“西多东少、北多南少”的分布特征，西部的新疆、甘肃、青海等地新能源装机容量较高，截止2024年12月底，青海电力总装机突破7100万千瓦，清洁能源、新能源装机占比分别达94.6%、70%，在全国率先实现新能源装机和发电量占比“双主体”。甘肃新能源发电装机量累计达到6436.59万千瓦，占全省总装机比重提升至64.4%，位居全国第二。但这些地区工业基础薄弱、电力负荷仅占全国15%左右；而电力需求集中的东部长三角、珠三角地区，风光资源却相对匮乏。这种“资源-负荷”的空间错配，导致西部大量风光电力需要远距离输送至东部，而特高压输电通道的输送能力有限，新能源发电供过于求的情况尤为突出。
更为关键的是，随着新能源装机规模的快速扩张，其对电网调节能力的挑战已超出传统调度体系的承载范围。截至2024年底，我国风电、光伏累计装机突破13亿千瓦，占总发电装机容量的42%，部分新能源富集区域的风光发电量占当地用电量的比例已超50%，青海海南州甚至实现过“全清洁能源供电7天”的纪录。但新能源的剧烈波动会直接影响电网频率稳定，当单个区域新能源出力占比超过30%时，电网频率波动幅度可能超出±0.2赫兹的安全范围。2024年甘肃某风电场因阵风导致功率骤降30万千瓦，引发区域电网频率短暂降至49.7赫兹，险些触发安全预警。
数据来源：国家能源局，观研天下数据中心整理
随着新能源逐步从“保障性消纳”转向“市场化交易”，其并网运行的要求更为严格。电力市场规则明确，新能源发电企业需承担一定的“功率预测偏差责任”，偏差超过一定比例将面临罚款。在此背景下，储能作为“功率调节的缓冲器”，其价值愈发凸显，通过在发电高峰储存电能、在用电高峰或发电低谷释放，不仅能平抑新能源出力波动，还能帮助发电企业降低预测偏差损失。这种“新能源+储能”的模式已从“可选配置”变为“必选方案”，储能的刚性需求由此全面确立。（wys）
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