看好光储一体化市场前景
　　“未来储能市场随着可再生能源装机量及其他储能应用需求的增长，储能市场将在2020年左右发展到20GW/年的规模，其中光储一体系统将占据非常高的份额。”祈富俊在10月16日举行的第三届储能技术研讨会上介绍。
　　这一市场判断也与中关村储能产业技术联盟的判断一致。该联盟发布的《储能产业研究白皮书2015》指出，在未来最值得关注的四个储能规模化应用领域（“光伏＋储能”模式、需求侧管理、调频辅助服务和电动汽车）中，“光储一体化”居首。
　　祈富俊分析，利用储能“调配”作用将光伏和储能的联姻可以很好地解决“弃光限电”这一棘手问题。在满足电网调度要求的同时，降低光伏电站出力对电网产生的冲击，从而达到减少弃光的效果。
　　资料显示，作为全国最大的光伏发电省份青海，随着项目的持续增加，光伏电站的发展速度已经远远超过了电网的承受能力，使得光伏发电出现“弃光”现象，由于电网基础设施无法及时满足新能源的发展速度、大规模光伏发电不能满足并网要求等原因，出现了发电不能并网、发电利用小时数持续降低和“弃光”等现象。
　　一位光伏发电企业负责人分析，在很大一段时间内光伏并网遇到的难题近乎“无解”；“消耗负荷有限，无法自行增加；改善电网负荷能力，成本太高；在电站都在限电的情况下，找关系协调不可行。”
　　“储能把发电与用电从时间和空间上分隔开来；发出的电力不再需要即时传输，用电和发电不再需要实时平衡 。” 前述发电企业负责人分析，“在储能技术具备经济性的前提下，光伏发电面临的诸多难题就可以迎刃而解。”
　　在大型地面电站之外，储能在户用光伏系统也大有可为。
　　信达证券能源互联网首席研究员曹寅分析，不同于中国，发达国家的居民电价普遍高于工商业电价，因此居民应用是发达国家的“光伏+储能”方案的应用主流。德国的光储系统在2015年底就将相对家庭电价具有经济优势。

　　推广“储能＋光伏”面临挑战
　　但是“储能＋光伏”在中国的推广还面对比较多的障碍，首先，储能的价值没有得到合理的补偿。“虽然一些地区实行了峰谷电价，但峰谷时间段的划分及相应电价的制定还缺乏经济合理性。”厦门大学能源经济与能源政策协同创新中心主任林伯强对记者分析。
　　林伯强指出，建议国家结合目前的电力市场化改革，采用灵活的电价机制，用市场化手段促进储能发展，如扩大峰谷电价实施的范围和优化电价、设定储能电价、允许储能作为电源接入电网等，对储能的电网调频等作用给予合适补偿。
　　此外，电池的品质隐忧也将是光储一体化面临的重大挑战。
　　“日本、韩国提供的户用储能系统， 可以质保10年以上， 目前我们的国产电池，同样的工况下，是否可以做到？”祈富俊分析，国内电池面临的自燃、爆炸和运输安全等风险， 是否可以让其他行业或者用户可以放心地处理或者使用？这将是一个有待解决的问题。

作者：王尔德 来源：21世纪经济报道 责任编辑：wutongyufg