技术与成本掣肘
随着地区与国家颁发相关积极消纳能源政策，减少弃风、弃光风险成为业内共识，包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份，相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。
6月18日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。
在政策支持下，部分省份已经着手行动。据不完全统计，今年，在内蒙古光伏发电竞价项目中，天合光能、华能、国家电投等企业共计超过400MW的光伏项目都将配置储能。
更有部分省份，将国家层面政策引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，解读为将储能作为新能源项目的标配。
日前，隆基股份在回答投资者提出时指出，关于部分光伏电站强制配储能的要求，具体看明年的政策。国内目前光储项目的规模也在逐步增加。全球范围内，“光伏＋储能”的规模将会随着光伏和储能技术的持续进步而增加，预计明年的全球光伏项目仍将以单纯光伏项目为主。
虽配置储能提升了项目的竞争优势，但投资主体转为新能源发电企业后，市场开始担忧新增投入对企业开发项目的现实影响。
在业内人士看来，目前，我国储能产业尚处于发展初期，面临技术以及成本等诸多因素掣肘。
其中，成本环节表现在低价竞标愈演愈烈，以国内新能源侧为例，储能的中标价格已经由2．15元／Wh（EPC价格）降至1．699元／Wh（EPC价格），远低于行业公认的成本价。
同时，光伏发电平价时代的到来，补贴的退坡已经在一定程度上增加了企业的盈利压力，而配置储能后，可能将进一步压缩企业的盈利空间。
在技术环节，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。
然而，技术方面的难点在于，由于光储融合系统设备众多，导致电站设计、设备采购、运营、维护的难度和成本的增加，最重要的是，集成商需要对不同的协议和接口了如指掌，由于不同设备之间的通讯接口方案不一样，这便需要解决不同设备之间硬件和软件的接口兼容性难题。
其次，光储融合不是光伏设备和储能设备的简单物理组合，而是要依靠技术上的深度融合， 最终如何实现1＋1＞2的效果，非常考验集成商的集成实力。
总体而言，光伏配套储能的前景是光明的，如何解决经济性以及解决相关技术问题，是产业链各环节需要分析研究的问题。
