光伏+储能的未来发展趋势
2018年我国风电光伏等可再生能源发电装机量和利用率再次显著提升，未来以光伏为等新能源主导的电力市场中，储能将获得巨大发展空间。而近期美国美国能源部国家可再生能源实验室发布光伏储能成本拆解报告显示，光伏储能系统成本正在快速下降，国内从光伏储能市场何时才能快速发展？
可再生能源发电占比持续提升
1月28日，国家能源局在京召开新闻发布会，新能源和可再生能源司副司长李创军介绍了2018年可再生能源并网、以及可再生能源发电有关情况。2018年我国可再生能源装机规模持续扩大，截至2018年底可再生能源发电装机达到7.28亿千瓦、可再生能源发电装机约占全部电力装机的38.3%，其中风电装机1.84亿千瓦、光伏发电装机1.74亿千瓦，分别同比增长12.4%、34%，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。
另一方面可再生能源利用率也在显著提升， 2018年可再生能源发电量达1.87万亿千瓦时，同比增长约1700亿千瓦时，占全部发电量比重为26.7%，其中风电风电3660亿千瓦时、同比增长20%，光伏发电1775亿千瓦时、同比增长50%，全国平均弃风率同比下降5个百分点达到7%，全国平均弃光率同比下降2.8个百分点达到3%，弃风、弃光状况明显缓解。
此外，据国家能源局答记者问，目前省级能源主管部门组织实施风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目。随着风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设，建立健全可再生能源电力消纳新机制，以及电力市场化交易逐步开展，储能在发电侧的应用也将加快布局。
光伏储能将成为未来主力能源？
可再生能源发电大幅上涨，发电时间、电能质量都会产生波动性，这其实会给电力系统带来巨大挑战，而储能技术具有平抑波动、改善电能质量等优异性能，储能有望在新能源发电领域异军突起。
2019年电力市场交易规则中，多个省份都有明确提出保障优先消纳光伏风电等新能源发电电量，这也相当于明确的为储能应用市场做了指引。
近期有业内专家认为：在未来两三年左右，光伏发电将有望成为最经济的电力能源，而伴随储能等技术的不断进步，以及全球能源互联网的构想目标， “光伏+储能”有望在10年之内成为主力能源。也有评论者针对光伏行业近几年的发展变化指出，在储能没有得到彻底解决之前，光伏发电永远只能是电力系统的配角。
2019年将成为电池储能新纪元
而在无论是独立的储能系统、还是为光伏配置储能系统的项目中，备受关注的还是项目的成本如何、项目效益如何做到最大化。
近日美国AES公司和KauaIsland公用事业合作社最近在夏威夷启动了28MW光伏+100MWh储能项目，该项目将成为全球最大光伏储能系统。据报道该项目将签订25年的电力购买协议，以0.11美元/kWh的价格出售电力。据了解，夏威夷发电以进口石油为主，而该光伏储能项目每年将为当地节省370万加仑（1400万升）的柴油。国外媒体认为光伏储能的低成本发电已经将重击天然气、柴油等传统发电方式。
2019年1月初夏威夷电力公司（HECO）还表示正申请七个公用事业规模的光伏储能项目，这些项目将再次打破当地可再生能源发电的最低成本。购电协议（PPA）中的价格从0.08美元/kWh到0.12美元/kWh不等（人民币0.5-0.8元/kWh），这些项目是“将在夏威夷组装的最大和最低成本的新可再生能源组合”。
夏威夷规划的七个项目
储能可参与的可再生能源市场容量巨大，日前美国能源部（DOE）国家可再生能源实验室（NREL）根据其记录太阳能光伏发电成本的工作，现已将公用事业规模的储能（包括太阳能发电厂的储能）的自下而上的价格进行了汇总。
结果显示美国西南地区光伏储能电站的成本已低于30美元/MWh（人民币202元/MWh）。以20MW/80MWh储能系统为例， 仅仅2018年一年时间大型电池储能的安装成本下降了近 40%达357美元/kWh（人民币2405元/kWh）。此外预计到 2030年安装成本也有可能再下降52%。
此外报告还拆解了光伏储能的各种应用方式，分别安装和合并安装等，储能时间从0.5到4小时不等。对于独立的储能系统，假设电池价格为209美元/ kWh（1408元/ kWh），系统成本从4小时制的380美元/ kWh（2559元/ kWh）到0.5小时制的895美元/ kWh（6027元/ kWh）不等。4小时制的电池成本占系统总成本的55%，而0.5小时制的电池成本仅占系统总成本的23%。
这些数字还有一个显著特点是，对于较短时间的储能项目中，开发人员费用成为整个系统成本中越来越重要的组成部分。报告分析如下：
锂电池储能发展趋势以及成本解析
现如今，太阳能已经开始大放异彩：在许多国家，太阳能是成本最低的能源选择，无论是从户用还是商业角度来说都是如此，即使外部成本未被计入化石燃料和核能范围内，太阳能在公共事业领域内也得到越来越广泛的应用。在大多数市场，太阳能的占比份额仍然不到5%。在供热、交通运输和能源领域通过电气化手段去碳化为太阳能市场提供了很多机会，光伏的发展趋势是挑战与机遇并存，业内热议的光伏+储能也是大势所趋。
太阳能占当今欧盟电力需求的5%,到2030年将增加至15%，每年新增太阳能装机量为20GW。与此相关的另一个趋势是电池储能。2017年，首个无政府补贴的太阳能发电场在英国开设，2016-2017年所有的户用太阳能项目有近一半与电池储能同时出现。储能是一项重要的、灵活的工具，储能可以快速精准的储存电量，平缓短期的波动，消除最大负荷电量，使太阳能随时可用。此外，光伏+储能还有经济上的优势，电价高时储存太阳能，电价低时使用太阳能，有助于稳定电价，减少未来输电网的升级和扩展成本。此外，还能增加本地就业，减少二氧化碳排放。
储能优化太阳能供给
太阳能供给曲线（黄色）是变量，与传统电力需求曲线(蓝色)仅部分保持一致，将光伏+储能相结合可以储存多余电量（白色区域），当用户需求过高时（蓝色区域），可以将储存的太阳能电量运送回输电网，最大限度的利用储能的技术潜力。
储能使太阳能输出更稳定
更稳定意味着太阳能系统的输出不会以很快的速度增加或减少。太阳能&蓄电池系统协同工作的好处是短期的供给和需求变量能够得以稳定。储能甚至可以使太阳能系统输出完全可分配，也就是在需求端可用。
储能提供辅助服务
辅助服务使得能量系统与变量共存时间高达一小时。为了提供这样的服务，发电机需要快速响应信号，校正波动中的频率。光伏+储能系统的灵活性能够为输电系统运营商（TSO）和配电系统运营商（DSO）提供更快、更精确的服务。
储能减少网络成本
传统的输电网只能处理需求峰值。但是，越来越多的新一代输电网需要同时面对供给端和需求端。光伏+储能系统能够极大地减少供给端峰值产生。在德国，一个户用储能系统项目可以将太阳能系统的最大输出值降至40%，发电量峰值时的上网电价因此降低。优化供给和储能措施能够提高现有的输电网能力，将更多可再生电力进行融合，避免网络升级。光伏+储能应该有权进行输电网连接，用户合同中应明确公正的计量成本。
光伏+储能提供更稳定的能源价格
光伏+储能系统能够通过电价套利获取收益，在生产过剩时，储能系统以更低的价格从输电网中吸收电量。电价过高时，将这些电量重新输送回输电网，减少整体的价格浮动，系统的可靠性和运营能力也同时得以提高，这在系统和户用层面上是可行的。分时电价税的不同类型同样可适用，如固定电价，随白天用电小时数而定；可变电价，随当天的市场应用而定。因此，电价必须有更大浮动，更重要的是，输电网费用的征税应该仅对进入输电网的每千瓦时电量征收一次。