目前亞太地區光伏儲能項目成本約0.92元/Wh 5年內再降23％
隨著光伏價格的降低與儲能技術的進步，光伏儲能項目的開發備受關注。亞太區域的光伏儲能項目仍處于早期開發階段，幾乎所有項目都集中于開發較為成熟的市場，包括澳大利亞、韓國、日本與中國。
據Wood Mackenzie預計，2019年，無補貼公用事業規模光伏+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，這一數值將降至39%-121%。
預計至2023年，僅有泰國市場的公用事業規模的光伏+儲能項目的LCOS低于平均批發電價。然而，澳大利亞的項目仍高于批發電價約20%的水平。光伏研究分析師Rishab Shrestha表示：“公共事業規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。”
“總體而言，我們預計亞太區域公共事業規模光伏儲能項目平均LCOS將從今年的133 USD/MWh下降至2023年的101 USD/MWh，降幅達23%。”Shrestha補充道。
在分布式工商業光伏+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。預計至2023年，成本溢價將縮小至47%-167%之間。
預計至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電價較高，高于100 USD/MWh。
在家用光伏+儲能系統方面，澳大利亞與日本是最大潛力市場。以澳大利亞為例，“據我們統計，2018年澳大利亞家庭共安裝了4,970個光伏+儲能系統，對家用光伏+儲能系統的補貼提振了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%。我們預計2019年將安裝5,500個光伏+儲能系統。”Shrestha表示。
目前來看，缺少政策激勵機制、缺乏市場監管以及尚未摸索到合適的商業模式，是發展的主要阻礙。前兩個部分需要政府支持，商業模式則需根據市場環境及格局進行調整。