在“双碳”目标的强力引领下，光伏产业正迎来与储能技术深度融合的关键窗口。自2023 年底国务院提出到2025 年实现40 GW 电网级储能装机的宏伟目标后，各级政府陆续出台配储比例、时长要求等硬性指标，形成了从国家层面到省市细化的政策链条。这些政策不仅明确了光伏项目必须配套储能的容量比例(如广东、江苏等地要求不低于装机容量的10%/1 h)，更通过专项补贴、容量电价激励等手段，为企业的储能投资提供了可预期的收益保障。

　　在政策的强力支撑下，市场需求同样呈现爆发式增长。2024 年全球光伏新增装机预计达450 GW，储能需求随之激增，预计2027 年全球储能市场规模将突破1.2 万亿元。国内光伏逆变器龙头企业在2024 年的储能出货量已实现167% 的同比增长，单季发货量突破28 GWh，显示出企业在储能赛道的快速扩张。与此同时，京泉华等传统光伏设备制造商在年度报告中指出，随着强制配储政策的落地，光伏储能的市场空间将在2025–2030 年持续扩大。

　　企业层面的跨界布局正在加速。阳光电源凭借其在逆变器和储能系统的双重优势，已在2024 年实现储能业务的高速增长，并计划在未来几年内将储能业务规模提升至数十吉瓦级别。同样，天合储能在2025 年底前已签署90 MW/180 MWh的光储项目，并计划在2025 年12 月实现交付，标志着光伏企业在储能项目中的资本与技术双向渗透。

　　省级政策的细化进一步推动了企业的实际落地。贵州省《新型储能项目管理暂行办法》要求光伏项目必须配套储能电站，甘肃、浙江等地也同步发布配储指引，形成了从“配储比例”到“充放时长”的全链条约束。这些地方性政策在提升光伏消纳能力的同时，也为企业提供了明确的项目标准，降低了项目开发的不确定性。

　　行业会议频繁聚焦光储协同发展，为企业提供了交流与合作的平台。2024 年在成都召开的第七届中国国际光伏与储能产业大会指出，《能源法》的正式实施为光伏储能提供了法律保障，强调技术创新是推动产业高质量发展的核心。同年11 月在北京举办的光储节以“光储，让世界更美好”为主题，进一步提升了行业对光储融合的共识，并发布了光储节官方IP形象，标志着光储产业进入品牌化发展阶段。

　　在技术路径上，企业正从单一的锂离子电池向多元化储能技术拓展。国家层面的《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027 年)》聚焦工业园区、算力设施、光储充放一体化充电站等场景，鼓励企业探索压缩空气、液流电池等长时储能技术，以满足不同负荷侧的灵活需求。

　　商业模式的创新同样是推动规模化的关键。当前，合同能源管理与融资租赁模式已成为光储项目的主流融资方式，能够在不增加业主资本支出的前提下实现项目快速落地。随着电力现货市场的逐步开启，虚拟电厂将为光储项目提供新的盈利渠道，进一步提升项目的经济性和运营灵活性。

　　从区域竞争格局来看，广东、浙江、江苏等传统光伏强省仍保持领先，但安徽、湖北、湖南等中部省份凭借政策红利、工业基础和可再生能源占比的优势，正快速崛起为光储新兴增长极。这些地区的工业企业对大容量储能的需求日益迫切，为光伏企业提供了广阔的市场空间。

　　综上所述，政策的硬约束与市场的软需求正形成合力，推动光伏企业跨界储能从零星试点迈向规模化布局。未来，随着技术创新、商业模式升级以及电力市场机制的完善，光伏储能将成为构建新型电力系统、实现碳达峰碳中和目标的关键支点，为中国能源转型注入持续动力。