預(yù)計未來五年內(nèi)，亞太區(qū)域公共事業(yè)規(guī)模的光伏+儲能項目平均LCOS將從今年的133USD/MWh下降至2023年的101USD/MWh，降幅達(dá)23%。

隨著光伏價格的降低與儲能技術(shù)的進(jìn)步，光伏+儲能項目的開發(fā)備受關(guān)注。亞太區(qū)域的光伏+儲能項目仍處于早期開發(fā)階段，幾乎所有項目都集中于開發(fā)較為成熟的市場，包括澳大利亞、韓國、日本與中國。

據(jù)預(yù)計，2019年，無補貼公用事業(yè)規(guī)模光伏+4小時鋰電儲能的項目LCOS，相較于獨立光伏項目LCOE的成本溢價約為48%-123%，而2023年，這一數(shù)值將降至39%-121%。

預(yù)計至2023年，僅有泰國市場的公用事業(yè)規(guī)模的光伏+儲能項目的LCOS低于平均批發(fā)電價。然而，澳大利亞的項目仍高于批發(fā)電價約20%的水平。光伏研究分析師RishabShrestha表示：“公共事業(yè)規(guī)模的光伏+儲能項目容量超過1.3GW，其中包括635MW在役儲能容量。多數(shù)項目通過不同形式，包括資本支出補貼、可再生能源證書額外報酬等方式獲得補貼。這也是推動項目可行的方式之一?！?br/>
“總體而言，我們預(yù)計亞太區(qū)域公共事業(yè)規(guī)模光伏+儲能項目平均LCOS將從今年的133USD/MWh下降至2023年的101USD/MWh，降幅達(dá)23%?！盨hrestha補充道。

在分布式工商業(yè)光伏+儲能項目方面，此類項目的LCOS相較獨立光伏項目LCOE的溢價在56%-204%之間。預(yù)計至2023年，成本溢價將縮小至47%-167%之間。

預(yù)計至2023年，無補貼C&I光伏+儲能項目將在澳大利亞、印度和菲律賓具有競爭力，因為這三個市場的工商業(yè)電價較高，高于100USD/MWh。

在家用光伏+儲能系統(tǒng)方面，澳大利亞與日本是最大潛力市場。以澳大利亞為例，“據(jù)我們統(tǒng)計，2018年澳大利亞家庭共安裝了4,970個光伏+儲能系統(tǒng)，對家用光伏+儲能系統(tǒng)的補貼提振了7%的同比增長率。這類混合項目約占2018全年度家用光伏安裝容量約2.5%。我們預(yù)計2019年將安裝5,500個光伏+儲能系統(tǒng)。”Shrestha表示。

目前來看，缺少政策激勵機制、缺乏市場監(jiān)管以及尚未摸索到合適的商業(yè)模式，是發(fā)展的主要阻礙。前兩個部分需要政府支持，商業(yè)模式則需根據(jù)市場環(huán)境及格局進(jìn)行調(diào)整。