光伏产业的商业化之路已有十余年的历程。近几年，随着太阳能电池技术的突飞猛进，产品设计成熟度越来越高，使得装机成本明显下降。根据相关统计资料显示，2020年全球太阳能新增装机总容量达到了128GW;其中，中国市场的新增装机量约为48.2GW，较2019年装机量增幅为60%。如今，光伏新能源在全球能源结构中已经占据了至关重要的一席之地。此外，随着全球碳中和目标的设立，光伏能源也将在未来迎来更多扶持政策和市场利好。
与此同时，由于光伏能源发电的峰谷特性，在某些特定时间，会出现弃电的现象。随着装机量的不断提升，弃光总量也随之上升。如何合理的利用这些来之不易的绿色能源，达到效益最大化?答案就是：黄金组合——光伏+储能。
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首先，我们从光伏发电特点和电网用电特点来看。图一黄色的光伏发电曲线的计算模型中，仅有部分与用电曲线重合。装配储能系统后，当光伏发电量大于用电量，储能处于充电状态;当用电量大于光伏发电量，储能处于放电状态。储能系统充当了一个很好的“能源调节器”，从而解决了“弃光”这个问题
其次，储能系统减轻了电网需求峰值和发电量峰值的负担，避免了由于用电量提升而进行的电网升级费用(图二所示)。另外，对于偏远地区的场景，光伏+储能可以24小时独立运作，变成一个“小型电网”，从而避免大规模的电网铺设工程。更进一步来说，这与人类未来畅想的能源形式不谋而合：家庭用电将不再依托于大型电网，而由独立的小型电网支持，符合能源去中心化的概念。
图1：储能优化光伏供给
数据来源：SolarPower Europe
图2：储能降低电网升级费用
数据来源：SolarPower Europe
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在政策扶持方面，自2020年以来，为了鼓励推动电储能建设和促进清洁能源高质量发展，国家发改委、国家能源局等部门更是先后发布了《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》，《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》等多个政策。紧随其后，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东等多达14个省份也相继发布了关于发电侧储能的支持文件。据相关统计数据显示，仅在2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个。
由此可见，整体光伏+储能的市场已处于启动阶段。当然在实施过程中，依然存在一些问题。比如，储能配置的费用承担，发电侧、电网侧、用户侧如何共赢的商业模式等，都需要在未来发展阶段中一步步得到解决。
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