储能【néng】与光伏系统结【jié】合应用已成为【wéi】用户侧降低【dī】电费【fèi】支出、提高【gāo】供电可【kě】靠【kào】性【xìng】和减少环境污染的重要手段，校园微网、岛【dǎo】屿光储【chǔ】、工商业【yè】用户侧光储系统应用成为【wéi】2017年全球重点应用【yòng】方向，全球分布式光储系统应用【yòng】广【guǎng】泛。
今年9-21，国家发改委下发了《关于2018年光伏发电有关事项【xiàng】的通知【zhī】》，补贴标准【zhǔn】和光伏指标【biāo】收紧，光伏【fú】企业紧急寻求“储能出口【kǒu】”。
纵【zòng】观国外政策【cè】发现，光储【chǔ】规模化【huà】应用激励来自于三个方面【miàn】，一【yī】是政策支持【chí】力度【dù】;二是光伏系统成本下降，上【shàng】网【wǎng】补贴【tiē】支持减弱;三【sān】是电力市场【chǎng】逐步开放，可【kě】再生能源补贴【tiē】成本转嫁，用户用【yòng】电成本提【tí】升。这些因素刺激着工商业用户和居民【mín】用户利用【yòng】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【nián】，为支持光伏储能系【xì】统项目建设【shè】，德国就设立了光伏储【chǔ】能补贴政【zhèng】策支持计划，该政【zhèng】策为户用储能设备提供【gòng】投资额30%的【de】补贴【tiē】，最【zuì】初还要【yào】求光伏运营商必【bì】须将60%的发电【diàn】量送【sòng】入电网。
2016年，德国开始执行新的光储【chǔ】补贴【tiē】政策【cè】，该补贴会持续【xù】到2018年底，计划【huá】为与并【bìng】网【wǎng】式【shì】光伏发电系统【tǒng】配套【tào】安装的储能单【dān】元提供补【bǔ】贴，但只【zhī】允许将光伏系统峰值功率【lǜ】的50%回馈给电网【wǎng】，这与之前要求光储系统向电【diàn】网【wǎng】馈电的需求有很大不同【tóng】，这也说明在可再生能源规模【mó】化【huà】发展【zhǎn】阶段，鼓励自发自用【yòng】、余量上网【wǎng】成为对分布式能源的新要【yào】求【qiú】。
2016年10月，德国复兴【xìng】信贷银行不得【dé】不【bú】终【zhōng】止这【zhè】项【xiàng】补贴，主要原【yuán】因是【shì】这笔支持资金早【zǎo】在2016年就已用尽。与此【cǐ】同时，政【zhèng】府也确认自9-21起，补贴【tiē】金将按计划从【cóng】支持投资【zī】总额的19%减至【zhì】16%，自9-21起再削减3%，2018年起【qǐ】整体降至10%。
此外，大规【guī】模【mó】保障性补贴【tiē】推动了【le】德国新能源产业的超常【cháng】规发展，但【dàn】同时【shí】也大幅推高了电价，且最终【zhōng】由电力消费者承担，德国【guó】的电力零售价格也从2000年【nián】的14欧分/千瓦时上升到2013年的约29欧分/千瓦时，民【mín】众【zhòng】所【suǒ】承【chéng】担的可再【zài】生能源分【fèn】摊费用大幅【fú】增加【jiā】，政策的“过度支持”向“适度【dù】支【zhī】持”逐步转【zhuǎn】变。快速下降的储能系统【tǒng】成本、逐年降低的光伏上【shàng】网补贴电价、不断【duàn】攀升的居【jū】民零售电【diàn】价以【yǐ】及【jí】持续的户【hù】用储能安装补贴【tiē】政【zhèng】策支持等因素推动着【zhe】德国户用【yòng】光储市场的发展，自发【fā】自用也成为用户的【de】必然选择。
美国：税收减免促光储结合
在美国，除某【mǒu】些地【dì】区良好【hǎo】的自然条件、储能资金【jīn】支持政策和高额【é】电费支出压力外，一【yī】些【xiē】其他因素【sù】也在刺激着光储【chǔ】系统的【de】结【jié】合应用。
最初，投资税【shuì】收减免(ITC)是政府为【wéi】了鼓励绿色能源投【tóu】资而【ér】出台的税收【shōu】减免政【zhèng】策，光伏项目可按照投资额的30%抵扣应纳税。而成本加【jiā】速折旧【jiù】是美国税务局【jú】发【fā】布【bù】的纳【nà】税指引规定，9-21以后建设的光伏【fú】系统【tǒng】可以【yǐ】采用成【chéng】本加速折旧法，即【jí】固定资【zī】产折旧额按照设备年【nián】限逐步递减。
2016年，美国【guó】储【chǔ】能协会向美国参议院提交了【le】ITC法案，明确先进储能技术都【dōu】可以申请投资税收减【jiǎn】免，并可以【yǐ】独立方式【shì】或者并入【rù】微网和【hé】可再【zài】生能【néng】源发电系统等形式运行。
为推动储能与可再生能源的协同发【fā】展，政策还要【yào】求【qiú】储能系【xì】统储【chǔ】存的电能必须有【yǒu】75%来自于可再生能源【yuán】，才可享受ITC支【zhī】持【chí】，这一支持比例是系统投资的30%，而到2022年这一【yī】支持【chí】比例将下【xià】降到10%。储【chǔ】能系统储存可【kě】再生能源发【fā】电在75%-99%之间【jiān】时，可【kě】享受部【bù】分的ITC支持，只【zhī】有当储能系统【tǒng】全部【bù】由可再生能源充电时，才可全额【é】享受【shòu】ITC支持。
与此同时，没有可再生【shēng】能源配套支撑的储【chǔ】能【néng】系统可以使用7年的成【chéng】本【běn】加速折旧，这相当于25%资本成本的【de】减少，利用可再生【shēng】能源【yuán】充电比例低于50%的储能【néng】系统虽【suī】未达到【dào】ITC支持标准，但仍可享【xiǎng】受相同的成本加【jiā】速折旧支【zhī】持【chí】。而高于50%这一【yī】比例的储能系【xì】统都可使用5年的加速折【shé】旧，相当于【yú】27%资【zī】本成本的削减【jiǎn】。
日本：开放电力市场中的光储应用
在弃【qì】核【hé】所导致的电力【lì】供应紧张和电力【lì】价格上涨的情况下，日本也着手【shǒu】开展【zhǎn】了【le】新【xīn】一轮电力体制改革，目标直指电力【lì】安全【quán】稳定供【gòng】应和抑制【zhì】电价的增长。
2014年秋，日本的五大电力公司曾因太阳能发电项【xiàng】目势【shì】头【tóu】过猛，而暂停过收购光伏电力，为解决此【cǐ】问题，日本政府支持可再【zài】生能源发电公司引【yǐn】入储能【néng】电池，资助电力公司【sī】开展【zhǎn】集中式可再生能源配备储能的示范【fàn】项【xiàng】目【mù】，以降低弃风/光率、保障电【diàn】网运行的稳【wěn】定【dìng】性。
2015年，日本【běn】政【zhèng】府共划拨744亿日元，针对安装储能电【diàn】池【chí】的太阳能【néng】或风【fēng】能发电企业【yè】给予补【bǔ】贴。
其【qí】实，日【rì】本【běn】早在2012年就【jiù】启动【dòng】了光伏固定上网电价政策，极大【dà】地促进了日本国内光伏市【shì】场的迅【xùn】猛发展。
然而可再【zài】生【shēng】能源【yuán】收【shōu】购【gòu】制度和固【gù】定上网电价的【de】执行也带来【lái】了新的【de】问题，一方面太阳能【néng】光伏的过度【dù】建设和并网给电网稳定【dìng】运行带【dài】来了压力，电网公司不得不要求独【dú】立光伏发电【diàn】商必须装配一些电池储【chǔ】能系统来提升电网【wǎng】的稳定性;另一方面可再生能源发电补【bǔ】贴资金成【chéng】本【běn】累【lèi】加到电【diàn】费中，也增加了国民【mín】的负担。为此【cǐ】，日【rì】本经【jīng】济【jì】产业【yè】省【shěng】对可再生能源收购制度和固定上网【wǎng】电价机制进【jìn】行了【le】改【gǎi】革，将此前从成本角度出发确【què】定可再【zài】生能源收购价格的方【fāng】式调整为【wéi】通【tōng】过企业间竞【jìng】标决定，并且【qiě】设定了中【zhōng】长期收购价格的发展目标，明【míng】确了上网电价的降价时间表。光伏上【shàng】网补贴电价【jià】的持续【xù】降低和【hé】近一段时间内【nèi】售【shòu】电价【jià】格的提升将【jiāng】激发用户提高【gāo】光伏自发自用水平，储能也势必成为提升用户侧用电【diàn】经济效【xiào】益的重要【yào】手段。
与国【guó】外30年开放电力市场的【de】过程相【xiàng】比，我国“30年【nián】电力市【shì】场【chǎng】改革”还在有序推进。理论上来看【kàn】，已经【jīng】具备了一【yī】定光储规模化【huà】应用的技【jì】术条件【jiàn】和【hé】市场环境。一方面【miàn】“跨墙【qiáng】售【shòu】电”开放了富余分布式能源区域交易的【de】可能性，开放电【diàn】力市场下的【de】用户间交易【yì】得【dé】以实现;另一方面【miàn】光伏发电补贴退坡显【xiǎn】著，急寻政策外收【shōu】益，且当前用户弱化电网依赖的意愿也相对突【tū】出。
此外，《推进【jìn】并【bìng】网型【xíng】微电网建设试行【háng】办法》明确提出并网微网【wǎng】中【zhōng】可再生能源装机容量占比【bǐ】要超过 50%，且微电【diàn】网与外部电网的年交换电量一般【bān】不超【chāo】过年【nián】用电量【liàng】的50%。在示范【fàn】项目【mù】支持下，要保障可【kě】再生能源高渗透【tòu】率和提高【gāo】波动性可再生能源接入【rù】配电网的比【bǐ】例，同【tóng】时在可【kě】再生能源规模化利【lì】用情况【kuàng】下，要【yào】保证尽【jìn】量自发自用，形【xíng】成系统内部高度“自治”能力，必然要引进储能技术【shù】配套应用。
当前【qián】，储能已经成【chéng】为【wéi】我国综【zōng】合能源示范项目中【zhōng】不可【kě】或缺的【de】重要技术支撑【chēng】，开放【fàng】电力市场传导【dǎo】出的电价机制和光伏【fú】资金政策扶持【chí】的减弱【ruò】刺激着【zhe】市场【chǎng】关【guān】注度的转移，也刺激着【zhe】光【guāng】伏与储能协【xié】同应用的可【kě】能。现阶段，交叉补贴的存在【zài】和居【jū】民【mín】建筑用能局限【xiàn】性还不能刺激居【jū】民【mín】用户侧储能的【de】配套应用，但随着光储技术成本的降低，工商【shāng】业用【yòng】户【hù】侧光【guāng】储应用价值将【jiāng】显现。希望以开放电力市场为前提，依据市场化价格【gé】机制【zhì】和【hé】交易机【jī】制推动我国光储的发展和应用。
未来【lái】，我国光储配套发展和【hé】应用【yòng】还将得益于当前的政【zhèng】策退坡和【hé】未来市场的深【shēn】度开放【fàng】。
(作者系中关村储能产业技术联盟储能行业分析师)
