当前光伏并网系统面临多重挑战。标杆上网电价与分布式光伏补贴持续下调，逐步迈向平价上网。光伏发电受天气影响，存在不稳定性和间歇性，对电网稳定运行造成冲击。同时，居民与工商业用电时段与发电时段不匹配，自发自用率低，且西北等地区电网消纳能力不足，弃光限电问题突出。
光伏 + 储能模式优势显著。其一，可削峰填谷、优化需量管理，低谷时段充电、高峰时段放电，减少最大需量与专变容量。其二，能提高光伏自发自用率，将多余电能储存后在负荷高峰释放。其三，可优化光伏输出曲线，储存电网无法消纳的电能，降低弃光限电损失。此外，还能构建微网系统，为无电或常停电地区提供稳定可靠的电能。
该模式应用场景广泛。在提高自发自用率方面，通过 SPH 并离网一体机、HPS 光储一体机等设备，实现光伏、储能与电网的灵活切换，大幅提升自用比例。削峰填谷场景中，利用峰谷电价差，低谷充电、高峰放电降低用电成本。需量管理场景下，通过储能抵消尖峰负荷，减小基本电价支出。微网系统场景适用于无电地区、海岛等，结合光伏、储能与柴油发电机，保障稳定供电。同时，还能优化光伏输出曲线，减少对电网冲击。
盈利渠道包括峰谷套利、需量电费管理、动态增容、需求响应及辅助服务、提高新能源自用率。投资方式有用户自建、收益分享（合同能源管理）、租赁模式及电力公司主导建设。投资对象聚焦大工业用户、一般工业用户、敏感用户等，针对不同用户需求提供定制化方案。其中，峰谷电价差超 0.7 元的地区套利空间显著；动态增容相比传统扩容更节约成本与周期。
多个案例验证了该模式的可行性。广州某工业厂房项目，通过自发自用与削峰填谷，成本回收期 6.8-9.1 年；某工厂结合需量电费管理，配置储能系统后年收益超 72 万元，回收期约 6.22 年；深圳某企业峰谷套利与容量补偿结合，回收期 6.27 年；河南光储充微网项目，整合光伏、储能与充电桩，年收益 95.1 万元，回收期 6.25 年。
微电网作为重要发展方向，政策支持持续推进，但仍面临投资成本高、储能生命周期短、运营维护难、政策支持不足及技术标准缺失等阻碍。总体而言，光伏 + 储能模式在应用场景与盈利模式上已形成成熟体系，虽存在一定挑战，但随着技术进步与政策完善，市场潜力巨大。