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“136号文”出台后，光储的协同势不可当。未来，随着储能与光伏在应用场景上的不断细分和深入，还有很大的市场潜力可挖。

“531”节点过后，6-8月多省机制电价已出台，未出台省份也将在2026年1月1 日之前明确新增量新能源项目如何运行。从各地政策导向来看，均围绕存量与增量项目差异化处理这一核心思路展开，标志着新能源电价形成机制全面向市场化转型。

在新型电力系统不断构建的背景下，越靠近负荷侧的能源资源价值更大。但事实上，中国现有的县级行政区划2843个中超450个都是消纳红区，缺乏进一步提升空间，产业扩张与电力系统建设受阻。

对此提出，以储能为核心支撑的综合能源管理系统，能够有效破解新能源项目 “散而小”“并网难”“收益低” 等痛点，为地方新能源产业突破发展瓶颈、实现进一步提升提供关键助力。通过该系统的平台化集约化管理，可实现能源资源 “可观、可测、可调、可控”，进而从根本上解决分布式发电的消纳难题与收益困境。

面对行业发展的新形势，对新能源开发方提出三点建议：

第一、新能源开发方角色不能单一，不能仅关注光伏或风电，需拓宽视角思考问题。在电源交易上来讲，从生产到交易及除电量交易之外的收益体现方式都需要了解。​

第二、储能设备类似大型“充电宝”，通过储能配套通过削峰填谷降低用电成本，参与电力市场获取峰谷价差收益，同时增强电网弹性与供电可靠性，是应对光伏波动性的关键举措。