縱觀國外政策發(fā)現(xiàn)，光儲規(guī)?；瘧?yīng)用激勵來自于三個方面，一是政策支持力度；二是光伏系統(tǒng)成本下降，上網(wǎng)補貼支持減弱；三是電力市場逐步開放，可再生能源補貼成本轉(zhuǎn)嫁，用戶用電成本提升。這些因素刺激著工商業(yè)用戶和居民用戶利用儲能系統(tǒng)提升經(jīng)濟價值，減少對電網(wǎng)的依賴。

 

　　德國：資金支持下的光儲繁榮

 

　　早在2013年，為支持光伏儲能系統(tǒng)項目建設(shè)，德國就設(shè)立了光伏儲能補貼政策支持計劃，該政策為戶用儲能設(shè)備提供投資額30%的補貼，最初還要求光伏運營商必須將60%的發(fā)電量送入電網(wǎng)。

 

　　2016年，德國開始執(zhí)行新的光儲補貼政策，該補貼會持續(xù)到2018年底，計劃為與并網(wǎng)式光伏發(fā)電系統(tǒng)配套安裝的儲能單元提供補貼，但只允許將光伏系統(tǒng)峰值功率的50%回饋給電網(wǎng)，這與之前要求光儲系統(tǒng)向電網(wǎng)饋電的需求有很大不同，這也說明在可再生能源規(guī)?；l(fā)展階段，鼓勵自發(fā)自用、余量上網(wǎng)成為對分布式能源的新要求。

 

　　2016年10月，德國復(fù)興信貸銀行不得不終止這項補貼，主要原因是這筆支持資金早在2016年就已用盡。與此同時，政府也確認(rèn)自2017年7月1日起，補貼金將按計劃從支持投資總額的19%減至16%，自10月1日起再削減3%，2018年起整體降至10%。

 

　　此外，大規(guī)模保障性補貼推動了德國新能源產(chǎn)業(yè)的超常規(guī)發(fā)展，但同時也大幅推高了電價，且最終由電力消費者承擔(dān)，德國的電力零售價格也從2000年的14歐分/千瓦時上升到2013年的約29歐分/千瓦時，民眾所承擔(dān)的可再生能源分?jǐn)傎M用大幅增加，政策的“過度支持”向“適度支持”逐步轉(zhuǎn)變?？焖傧陆档膬δ芟到y(tǒng)成本、逐年降低的光伏上網(wǎng)補貼電價、不斷攀升的居民零售電價以及持續(xù)的戶用儲能安裝補貼政策支持等因素推動著德國戶用光儲市場的發(fā)展，自發(fā)自用也成為用戶的必然選擇。

 

　　美國：稅收減免促光儲結(jié)合

 

　　在美國，除某些地區(qū)良好的自然條件、儲能資金支持政策和高額電費支出壓力外，一些其他因素也在刺激著光儲系統(tǒng)的結(jié)合應(yīng)用。

 

　　最初，投資稅收減免（ITC）是政府為了鼓勵綠色能源投資而出臺的稅收減免政策，光伏項目可按照投資額的30%抵扣應(yīng)納稅。而成本加速折舊是美國稅務(wù)局發(fā)布的納稅指引規(guī)定，2005年12月31日以后建設(shè)的光伏系統(tǒng)可以采用成本加速折舊法，即固定資產(chǎn)折舊額按照設(shè)備年限逐步遞減。

 

　　2016年，美國儲能協(xié)會向美國參議院提交了ITC法案，明確先進儲能技術(shù)都可以申請投資稅收減免，并可以獨立方式或者并入微網(wǎng)和可再生能源發(fā)電系統(tǒng)等形式運行。

 

　　為推動儲能與可再生能源的協(xié)同發(fā)展，政策還要求儲能系統(tǒng)儲存的電能必須有75%來自于可再生能源，才可享受ITC支持，這一支持比例是系統(tǒng)投資的30%，而到2022年這一支持比例將下降到10%。儲能系統(tǒng)儲存可再生能源發(fā)電在75%-99%之間時，可享受部分的ITC支持，只有當(dāng)儲能系統(tǒng)全部由可再生能源充電時，才可全額享受ITC支持。

 

　　與此同時，沒有可再生能源配套支撐的儲能系統(tǒng)可以使用7年的成本加速折舊，這相當(dāng)于25%資本成本的減少，利用可再生能源充電比例低于50%的儲能系統(tǒng)雖未達到ITC支持標(biāo)準(zhǔn)，但仍可享受相同的成本加速折舊支持。而高于50%這一比例的儲能系統(tǒng)都可使用5年的加速折舊，相當(dāng)于27%資本成本的削減。

 

　　日本：開放電力市場中的光儲應(yīng)用

 

　　在棄核所導(dǎo)致的電力供應(yīng)緊張和電力價格上漲的情況下，日本也著手開展了新一輪電力體制改革，目標(biāo)直指電力安全穩(wěn)定供應(yīng)和抑制電價的增長。

 

　　2014年秋，日本的五大電力公司曾因太陽能發(fā)電項目勢頭過猛，而暫停過收購光伏電力，為解決此問題，日本政府支持可再生能源發(fā)電公司引入儲能電池，資助電力公司開展集中式可再生能源配備儲能的示范項目，以降低棄風(fēng)/光率、保障電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性。

 

　　2015年，日本政府共劃撥744億日元，針對安裝儲能電池的太陽能或風(fēng)能發(fā)電企業(yè)給予補貼。

 

　　其實，日本早在2012年就啟動了光伏固定上網(wǎng)電價政策，極大地促進了日本國內(nèi)光伏市場的迅猛發(fā)展。

 

　　然而可再生能源收購制度和固定上網(wǎng)電價的執(zhí)行也帶來了新的問題，一方面太陽能光伏的過度建設(shè)和并網(wǎng)給電網(wǎng)穩(wěn)定運行帶來了壓力，電網(wǎng)公司不得不要求獨立光伏發(fā)電商必須裝配一些電池儲能系統(tǒng)來提升電網(wǎng)的穩(wěn)定性；另一方面可再生能源發(fā)電補貼資金成本累加到電費中，也增加了國民的負(fù)擔(dān)。

 

　　為此，日本經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)省對可再生能源收購制度和固定上網(wǎng)電價機制進行了改革，將此前從成本角度出發(fā)確定可再生能源收購價格的方式調(diào)整為通過企業(yè)間競標(biāo)決定，并且設(shè)定了中長期收購價格的發(fā)展目標(biāo)，明確了上網(wǎng)電價的降價時間表。光伏上網(wǎng)補貼電價的持續(xù)降低和近一段時間內(nèi)售電價格的提升將激發(fā)用戶提高光伏自發(fā)自用水平，儲能也勢必成為提升用戶側(cè)用電經(jīng)濟效益的重要手段。

 

　　中國：綜合能源項目的重要支撐

 

　　與國外30年開放電力市場的過程相比，我國“30年電力市場改革”還在有序推進。理論上來看，已經(jīng)具備了一定光儲規(guī)模化應(yīng)用的技術(shù)條件和市場環(huán)境。一方面“跨墻售電”開放了富余分布式能源區(qū)域交易的可能性，開放電力市場下的用戶間交易得以實現(xiàn)；另一方面光伏發(fā)電補貼退坡顯著，急尋政策外收益，且當(dāng)前用戶弱化電網(wǎng)依賴的意愿也相對突出。

 

　　此外，《推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設(shè)試行辦法》明確提出并網(wǎng)微網(wǎng)中可再生能源裝機容量占比要超過50%，且微電網(wǎng)與外部電網(wǎng)的年交換電量一般不超過年用電量的50%。在示范項目支持下，要保障可再生能源高滲透率和提高波動性可再生能源接入配電網(wǎng)的比例，同時在可再生能源規(guī)?；们闆r下，要保證盡量自發(fā)自用，形成系統(tǒng)內(nèi)部高度“自治”能力，必然要引進儲能技術(shù)配套應(yīng)用。

 

　　當(dāng)前，儲能已經(jīng)成為我國綜合能源示范項目中不可或缺的重要技術(shù)支撐，開放電力市場傳導(dǎo)出的電價機制和光伏資金政策扶持的減弱刺激著市場關(guān)注度的轉(zhuǎn)移，也刺激著光伏與儲能協(xié)同應(yīng)用的可能?，F(xiàn)階段，交叉補貼的存在和居民建筑用能局限性還不能刺激居民用戶側(cè)儲能的配套應(yīng)用，但隨著光儲技術(shù)成本的降低，工商業(yè)用戶側(cè)光儲應(yīng)用價值將顯現(xiàn)。希望以開放電力市場為前提，依據(jù)市場化價格機制和交易機制推動我國光儲的發(fā)展和應(yīng)用。

 

　　儲能是當(dāng)前光伏的“救命稻草”嗎？

 

　　然而，儲能真的能成為光伏行業(yè)在當(dāng)前新政策下的“救命稻草”嗎？

 

　　根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會的統(tǒng)計，截至2017年底，已經(jīng)投運儲能項目累計32.8GW，新增投運項目裝機規(guī)模217.9MW，中國儲能產(chǎn)業(yè)尚處于初級階段。

 

　　與此同時，光伏儲能只是儲能市場的其中一小部分，一個尚處于初級發(fā)展階段的行業(yè)如何能消化已經(jīng)實現(xiàn)100GW量級裝機的光伏出貨需求？現(xiàn)實的發(fā)展離企業(yè)的希望還有非常大的距離。

 

　　以陽光電源為例，其進入儲能領(lǐng)域較早，目前擁有全球領(lǐng)先的新能源電源變換技術(shù)，并依托全球一流的鋰電池技術(shù)，可提供單機功率5~1000kW的儲能逆變器、鋰電池、能量管理系統(tǒng)等儲能核心設(shè)備，同時推出能量搬移、微電網(wǎng)和電力調(diào)頻等一系列先進的系統(tǒng)解決方案。

 

　　其儲能系統(tǒng)廣泛應(yīng)用在中國、美國、英國、加拿大、德國、日本、澳大利亞、印度、柬埔寨、南蘇丹等全球650多個儲能項目。今年上半年在國內(nèi)斬獲了青海百兆瓦光伏發(fā)電實證基地儲能項目，山西9MW/4.5MWh“火電+儲能”聯(lián)合調(diào)頻項目等。

 

　　但即便這樣，2018年上半年陽光電源儲能業(yè)務(wù)在公司營業(yè)收入中也僅占比3.06%，營收1.19億元。

 

　　國家能源局科技裝備司處長齊志新曾把我國儲能行業(yè)貼切地比喻為“半湖春水半湖冰”，這個比喻挪用到全球市場也同樣適用。他提醒逆變器公司將儲能作為531之后企業(yè)市場轉(zhuǎn)移的主陣地顯然是不現(xiàn)實的，最多只能算提前布局罷了。

 

　　長期來看，光儲結(jié)合是光伏的出路之一，但一定不是全部的出路。短期內(nèi)，新政帶來的波動會持續(xù)光伏行業(yè)，在探尋新出路的同時，光伏企業(yè)仍應(yīng)苦練內(nèi)功，從拼規(guī)模、拼速度、拼價格轉(zhuǎn)向拼質(zhì)量、拼技術(shù)、拼創(chuàng)新。

 

　　宏觀來看，未來，我國光儲配套發(fā)展和應(yīng)用還將得益于當(dāng)前的政策退坡和未來市場的深度開放。