最近，发展“光伏+储能”在光伏行业达成了朝野政企共识，引发广大媒体和从业人员的普遍关注。这也可能与两个月前“531新政”对光伏行业的打击密切相关，行业需要推出新的发展方向，来应对既定的悲观事实。此况之下，“储能”似乎被推高成为破局光伏现存瓶颈的新希望。
北控清洁能源执行总裁王野日前接受媒体采访时分析，储能应用的关键，是要达到‘高效、低成本’，这是一个不小的门槛。目前整个储能电池跟光伏组件一样，早些年光伏还要13、14块每瓦，现在才两块多，才过去几年呀！当然锂电池降价没那么快，但是也不会太慢。”如此看来“光伏+储能”规模化发展还需一些时日，但天合储能总经理祁富俊认为，“可能在最近一两年储能的度电成本能下降到一毛到两毛人民币之间”，言外之意，似乎透露出“光伏+储能”将很快成为行业主流模式。
长期以来，储能对峰谷电价差和补贴存较大依赖、经济性问题待解、推进艰难。在诸多问题待解的当下，当前急速吹来的储能热风，究竟是“被过分解读”还是迎来“拐点”，真到了热的时候？
国内储能市场处零星示范阶段 对峰谷电价差和补贴有较大依赖
无论是光伏还是储能，都属于政策导向性行业，政策因素在其发展前行中扮演着至关重要的角色。
从全球范围来看，欧美等发达国家通过制定储能相关政策，其储能市场已渐趋成熟，且具备盈利模式。
以美国加州为例，加州缺少煤炭、天然气等自然资源导致用电价格较高，光伏、风电的规模化应用，为储能的广泛应用提供了利好的市场环境。自2011年起，分布式储能及居民储能被纳入 SGIP 支持范围，每年为储能分配合计约8300 万美元的补贴预算，一直持续到 2019 年。针对 1MW 以下的储能系统，SGIP 的补贴标准为 1.46 美元/瓦。目前，加州的电力批发市场基本已完全放开，且相对完善，基本实现了市场化定价，但居民侧光伏+储能自发自用的商业模式只能实现峰值阶段的平价上网，尚不能实现较高的利润。与之不同，欧洲众多国家以及澳大利亚因用电成本较高，高于美国40%左右，目前基本实现了光伏、储能的平价用电，储能产业进入真正成熟化运用的阶段。
不同于国外相对成熟的储能市场，我国储能市场仍处在摸索和零星示范阶段，对峰谷电价差和补贴有较大依赖。
目前各种储能技术正处于探索和研发阶段，对于我国未来能源和新能源的发展具有重要的影响。也有专家表示，虽然中国光伏发电取得了举世瞩目的发展成绩，新增装机容量连续5年保持全球第一，但‘光伏+储能’的发展起步晚，且仍未跨过初级市场门槛。
从国内政策来看，直至2016年3月在政府出台的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》中，才提出并要求通过能源技术创新，提高用能设备设施的效率，增强储能调峰的灵活性和经济性。在同年11月份出台的《电力发展“十三五”规划》中，才提出要积极推进大容量和分布式储能技术的示范应用与推广。
储能与新能源的融合发展，不仅起步晚，而且推进艰难。
2017年6月出台的《青海省2017年风电开发建设方案》要求，2017年规划的3.3GW风电项目，各项目按照建设规模的10%配套储电装置，预计规模达到330MW。青海此番大规模推广储电装置，无疑能够增加电网的调峰能力，从而增强对新能源的消纳能力，该政策的推出，着实令国内储能相关企业振奋。
但后续这一政策又被收回，具体原因有关部门并未披露。
从2016年开始，政府在多份文件中提出支持储能发展、鼓励电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿机制等相关内容，但并未针对“储能补贴”有过实际行动，政策远远不及预期。目前只有南方电网给参与调峰的储能电站给予0.5元/kwh的补贴。
行业专家判断，“531新政”后，政府在下达补贴政策时会更加谨慎，各个领域的现有的补贴只可能压缩，不会增加，储能补贴下达的概率不大，至少短期内不会下达。
储能产业靠补贴政策不具备生命力 成本支出与回报不成正比
不得不提，储能项目的经济性是业界最为关心的问题。虽然过去五年中，全球对消费电子产品和电动汽车的需求刺激了对电池技术的投资，从而降低了每个储能电池的单位成本，每年下降超过15%，五年下降超过50%。即便如此，成本依然较高。
国家发改委能源研究所能源效率中心副主任熊华文认为，“当前储能的技术路线普遍存在的问题在于成本支出与回报不成正比，仅仅依靠峰谷电价差来弥补储能的成本，大概需要峰谷电价差在1元钱左右，而从现状看，想要覆盖成本基本还不可能。”
据了解，全国仅有为数不多的几个省份峰谷电价差在经济范围之内。比如，江苏省大工业用电峰谷价差是0.7558元/度，普通工业用电峰谷价差是0.9342元/度，已具有投资价值，居民用电峰谷价差是0.2元/度，目前还没有投资价值。
微电网构造复杂，运行模式多种多样，“光伏+储能”的发展瓶颈还很多，我们应当更理性地看待这个市场的发展，不应过分乐观。虽然行业内普遍有共识，储能产业靠补贴政策是不具备生命力的，政策补贴也是暂时的，最后落脚点一定在技术和产品，但当下储能成本高、经济性差，有待储能上下游企业合力创造价值链的共赢。
随着电力辅助市场改革进一步推进以及电力现货市场的逐步建立，那些售电公司应该会逐步配上储能，这样的话，储能市场盈利预期会更大一些。相信随着电池成本的不断下降和社会各界的共同努力，储能或将很快迎来临界点，但在市场更理性的境况下，“光伏+储能”的发展不会成为下一个“光伏”。
“现阶段整个储能领域发展规模在不断扩大、项目建设持续增速，在各个应用领域不断拓展下，储能会与可再生能源、电力系统和备用系统深度融合；各类储能应用将逐渐由示范项目向商业化应用转化，降本增效是行业发展的核心努力方向。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为分析。
“光伏+储能”的临界点正在到来？
站在更加长远的角度，储能技术是一切能源应用的基础，储能技术的创新是光伏产业发展的保障，将光伏和储能结合推向社区、家庭对延长能源应用范畴具有重大意义。
在“531新政”出台之前，尽管很多人知道储能应用场景广阔，但并未聚集大量目光。
“531新政”出台之后，产业链相关企业纷纷加大马力布局“光伏+储能”这块市场。如果说以前是在门外观望，现在则是要实实际际的走进来了。8月6日，东方日升发布公告称，公司拟现金购买必康股份持有的九九久51%股权，交易价13.99亿元。旨在借助九九久在锂电池相关领域的技术优势、市场资源、客户关系等优势，快速切入储能领域；8月8日，爱康科技发布公告称，拟以发行股份及支付现金的方式收购鑫成泰， 鑫成泰产品主要应用于新能源汽车锂电池，爱康科技出于长期发展战略的考虑，通过加强与其密切、融洽的合作，实现资源共享、优势互补的发展目标。
目前国内储能市场爆发条件尚不完善，储能市场忽热是否意味着“光伏+储能”的临界点正在到来？
对此，专家表示，忽热或许是因为“531新政”后光伏行业迫切寻求新的发展门路。
面对“成本支出与回报不成正比”的现实问题，“忽热”的储能应该如何“理性”发展？
不要期待储能行业会出现暴利。首要的就是要进一步发展和攻关储能技术，提高设备使用寿命、保障安全性、降低成本降，同时把规模做上来，为未来发展打好基础。
此外，“因地制宜、科学设计”储能系统集成方案，是目前降本增效的有效途径之一。但特别需要注意，系统集成不是堆积木，进行简单的“拼凑”，而是在对储能产品充分理解的基础上，针对特定需求提出的最优化解决方案。
“光伏+储能”除了削峰填谷的贡献之外，更为重要的是提高电能质量的贡献，对于可再生能源企业、电网、电力用户都有益处，但目前没有人为此支付成本。为此，政府应适时加快在政策和体制机制方面的完善速度。这也体现了对新业态弹性发展、及时调整、不僵化的理念。同时，政府也应根据不同地域的经济发展水平、政策环境、量身定制储能发展方向与目标，充分释放市场活力。
文章来源：光伏头条
