储能与光【guāng】伏系统【tǒng】结合应【yīng】用【yòng】已成【chéng】为【wéi】用户侧降低电费支出、提【tí】高【gāo】供电可【kě】靠性和减少环境【jìng】污【wū】染的重要手段，校园微网、岛屿光储【chǔ】、工商业用户【hù】侧【cè】光储系统【tǒng】应用成为2017年全球重点应用方向，全球【qiú】分布式光储系统【tǒng】应用广泛。
今年9-21，国家发改委下发了《关于2018年光伏发电有关事【shì】项的通知》，补贴标【biāo】准和光【guāng】伏指标收紧，光伏企【qǐ】业紧急寻求“储【chǔ】能出口【kǒu】”。
纵观国【guó】外政策发现，光储规模化应用【yòng】激励来自【zì】于三【sān】个【gè】方面，一是政策支【zhī】持力度;二是光伏系【xì】统成【chéng】本下降【jiàng】，上网【wǎng】补贴支持减弱;三是电力市场逐【zhú】步开放，可再生【shēng】能源补【bǔ】贴成本转【zhuǎn】嫁，用户【hù】用电【diàn】成本提升。这【zhè】些因素刺【cì】激着【zhe】工商【shāng】业用户和居民用户利用储能系统提升经济价值，减少对电网的依赖。
德国：资金支持下的光储繁荣
早在2013年，为【wéi】支持光伏储能系【xì】统项目建【jiàn】设，德国就【jiù】设立了光伏【fú】储能补贴【tiē】政【zhèng】策支【zhī】持计划，该政策为户用储能设备提供投资额30%的补贴，最初还【hái】要求光伏【fú】运营商必须【xū】将【jiāng】60%的发【fā】电量送入电网。
2016年，德国开始执行【háng】新【xīn】的光储补贴【tiē】政策，该补贴会持续到2018年【nián】底，计划为【wéi】与【yǔ】并网【wǎng】式【shì】光伏发【fā】电系统配套安装的【de】储能单元提供补【bǔ】贴，但只允许将光【guāng】伏系统峰值功率的50%回馈给电网，这与之前【qián】要【yào】求光储系【xì】统向电网馈【kuì】电的需求有很大不同，这也说明在可【kě】再生【shēng】能源规【guī】模化发展阶段【duàn】，鼓励自发自用【yòng】、余量上网【wǎng】成为对分布式能源【yuán】的新要求。
2016年10月，德【dé】国【guó】复兴信贷【dài】银行不得不终止这项补贴，主要原因是这【zhè】笔【bǐ】支持资【zī】金【jīn】早在2016年就已用尽。与此同时，政府也确认自9-21起，补【bǔ】贴【tiē】金将按【àn】计划从支持投资总额【é】的19%减【jiǎn】至16%，自【zì】9-21起再削减【jiǎn】3%，2018年起整体降【jiàng】至10%。
此外，大规【guī】模保障性补贴【tiē】推动了德国新能源产业的超常规发展【zhǎn】，但同【tóng】时也大幅推高了电价，且最终由电力【lì】消费者承【chéng】担，德国的电力零售【shòu】价格也从2000年【nián】的14欧分/千瓦时【shí】上【shàng】升到2013年的约29欧分/千瓦时【shí】，民众所承【chéng】担的【de】可再生能源分摊费【fèi】用大幅增加，政策的“过度支持”向“适【shì】度支持【chí】”逐【zhú】步转变【biàn】。快速下降【jiàng】的储能系统成本、逐【zhú】年降低【dī】的光【guāng】伏上网补【bǔ】贴电【diàn】价、不断攀升的居【jū】民【mín】零售电价以【yǐ】及持【chí】续【xù】的【de】户用【yòng】储能安装补贴【tiē】政策支【zhī】持【chí】等因素推动着德国户用【yòng】光储市场的发展【zhǎn】，自发自用也成【chéng】为用户的必然选择。
美国：税收减免促光储结合
在美【měi】国，除某些地区良好的【de】自然条【tiáo】件【jiàn】、储能【néng】资金支持政策【cè】和高额电费支出压力外，一【yī】些【xiē】其他因素也在刺激着光储系【xì】统的结【jié】合应用【yòng】。
最【zuì】初，投资【zī】税收【shōu】减免(ITC)是政【zhèng】府【fǔ】为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目可按照投资额的30%抵扣【kòu】应【yīng】纳税。而成本加速折【shé】旧是美国税【shuì】务局发布【bù】的【de】纳税指引规定，9-21以后建【jiàn】设的光伏系【xì】统可以采【cǎi】用成【chéng】本加速【sù】折旧【jiù】法，即固定【dìng】资产折旧额按照设备年限逐【zhú】步递【dì】减。
2016年，美国储能【néng】协【xié】会向【xiàng】美国【guó】参【cān】议院提交了ITC法案，明确先进储能技【jì】术都可以申请【qǐng】投资税收减【jiǎn】免，并可以【yǐ】独立方式或者并入微网和可再生能【néng】源发电【diàn】系统等形式【shì】运行。
为推动储能与可再生能源【yuán】的协同发展，政策【cè】还要求【qiú】储能系统储存的电能必须有75%来自于【yú】可再生能【néng】源，才【cái】可享受【shòu】ITC支持，这一支持比例【lì】是【shì】系统投资的【de】30%，而到2022年【nián】这一支【zhī】持比例将【jiāng】下降到10%。储【chǔ】能系统储【chǔ】存可再生能源发电在75%-99%之间时【shí】，可享受【shòu】部【bù】分的【de】ITC支持，只有当储【chǔ】能【néng】系统全部由【yóu】可再生能源充电时，才可【kě】全额享受ITC支持。
与此【cǐ】同时，没有可再生【shēng】能源配套支撑的储能系统可以【yǐ】使用【yòng】7年的成【chéng】本【běn】加速折旧，这相【xiàng】当【dāng】于25%资本【běn】成本的减少，利用可再【zài】生能源充电比例低于【yú】50%的储能系统虽未达到【dào】ITC支【zhī】持标准，但仍可享受相同【tóng】的【de】成本加速折旧支持【chí】。而高于50%这一比【bǐ】例的储能系统都可【kě】使用5年【nián】的加速折【shé】旧，相当于27%资本成本的削减。
日本：开放电力市场中的光储应用
在弃核所导【dǎo】致的电【diàn】力供应紧张和电力价格上涨【zhǎng】的情况下，日本也【yě】着手开展了【le】新【xīn】一轮电【diàn】力体【tǐ】制【zhì】改【gǎi】革，目标直指电力安全稳定供应【yīng】和抑制电价的【de】增长。
2014年秋，日本的五大电力公司曾因太阳能发电项目势头过【guò】猛，而暂停过收购光伏【fú】电力【lì】，为解决此问题，日本政府支持可【kě】再生能【néng】源发电公【gōng】司引【yǐn】入储【chǔ】能电池，资助电力公【gōng】司开展集中式【shì】可再生能源配备储能的示范项【xiàng】目，以【yǐ】降【jiàng】低弃风/光【guāng】率、保障电网运行的稳【wěn】定性【xìng】。
2015年，日本政府共【gòng】划拨744亿日元，针对安装储能电【diàn】池【chí】的太阳能或风能发电企【qǐ】业给【gěi】予补贴【tiē】。
其实，日【rì】本【běn】早【zǎo】在2012年就【jiù】启【qǐ】动了光伏【fú】固定上网电价政策，极大地促进了日本国内光【guāng】伏市场的迅猛发展【zhǎn】。
然【rán】而可【kě】再生能源收购制度【dù】和固定上网电价的执行也带【dài】来了新的问题【tí】，一方面太阳能【néng】光伏的过【guò】度【dù】建设和并网给电【diàn】网【wǎng】稳定【dìng】运【yùn】行带来了压力【lì】，电网公司不得不要求独立【lì】光伏发电商必【bì】须装【zhuāng】配一些电池储能系【xì】统【tǒng】来提升电【diàn】网的稳定性;另【lìng】一方面可再生能源发电【diàn】补贴资【zī】金成本累加【jiā】到电费中，也【yě】增加了国民的负【fù】担。为此【cǐ】，日本【běn】经济产【chǎn】业【yè】省【shěng】对可再生能源收购制度和固定上网电价机制进行了【le】改革，将此前从成本角度出发【fā】确定【dìng】可再生能源【yuán】收购价【jià】格的方式调整为通过企【qǐ】业间竞【jìng】标决定，并且设定了中长期收【shōu】购价格【gé】的发展目【mù】标，明【míng】确【què】了上网电【diàn】价的降价时间表【biǎo】。光伏上网补【bǔ】贴电价的【de】持续【xù】降【jiàng】低和近一段【duàn】时间内【nèi】售电价格的提升将激发用户提高光伏自发自用水平，储【chǔ】能也势必成【chéng】为提升用户【hù】侧用电经济效益的重要【yào】手段。
与国外30年开放电力市场的过程相【xiàng】比，我国“30年电力市场改【gǎi】革”还在有序推进。理论【lùn】上来看，已经具备了一定光储【chǔ】规【guī】模化应用的技术【shù】条件和市场环【huán】境。一方面【miàn】“跨墙售【shòu】电”开放【fàng】了富余分【fèn】布式【shì】能源区域交易的可【kě】能性，开放电力市场下的用户间交易得以实【shí】现;另一【yī】方【fāng】面光伏发电补贴退【tuì】坡显【xiǎn】著，急寻政策【cè】外收益，且当前用户弱【ruò】化电网依【yī】赖【lài】的意愿【yuàn】也相对突出。
此外，《推进【jìn】并网型微电网建设试行办法》明确提出并网【wǎng】微网中【zhōng】可再生【shēng】能源装【zhuāng】机容量占比要【yào】超过 50%，且【qiě】微电网与【yǔ】外部电网的年交换【huàn】电量一般不【bú】超【chāo】过年用【yòng】电量的50%。在【zài】示范项目支【zhī】持下，要保障可再生能源高渗透率【lǜ】和提高波动【dòng】性可【kě】再生能源接【jiē】入配电网的比【bǐ】例，同时在【zài】可再【zài】生【shēng】能源规模化【huà】利用情况【kuàng】下，要保【bǎo】证尽量自发自【zì】用，形成系【xì】统内部【bù】高度“自治”能【néng】力，必然要【yào】引进储能技术配套应用。
当前，储能已经成为我国【guó】综合【hé】能源示范【fàn】项目中不可或缺的重【chóng】要技术支撑，开放电力市场传导【dǎo】出的电价机制和光伏资【zī】金政策扶持【chí】的减弱刺激着市场关注度的转移，也刺激【jī】着光伏与储能协【xié】同【tóng】应用【yòng】的可能。现阶【jiē】段，交叉【chā】补【bǔ】贴的存【cún】在和【hé】居民【mín】建筑用【yòng】能局限【xiàn】性还不【bú】能刺激【jī】居民【mín】用户侧储能的配套应用，但随着光储技术成本的降低【dī】，工商【shāng】业用户侧光储【chǔ】应用价值将显现【xiàn】。希望以开放电力市场为前【qián】提，依【yī】据市场化【huà】价格机制和交易机制推动我国光【guāng】储的【de】发【fā】展和应【yīng】用。
未【wèi】来【lái】，我国光储【chǔ】配套发展和【hé】应用还将得益于当前的【de】政策退坡和未来市场【chǎng】的【de】深度开放。
(作者系中关村储能产业技术联盟储能行业分析师)
