縱觀國外政策發現，光儲規模化應用激勵來自于三個方面，一是政策支持力度；二是光伏系統成本下降，上網補貼支持減弱；三是電力市場逐步開放，可再生能源補貼成本轉嫁，用戶用電成本提升。這些因素刺激著工商業用戶和居民用戶利用儲能系統提升經濟價值，減少對電網的依賴。
德國：資金支持下的光儲繁榮
早在2013年，為支持光伏儲能系統項目建設，德國就設立了光伏儲能補貼政策支持計劃，該政策為戶用儲能設備提供投資額30%的補貼，最初還要求光伏運營商必須將60%的發電量送入電網。
2016年，德國開始執行新的光儲補貼政策，該補貼會持續到2018年底，計劃為與并網式光伏發電系統配套安裝的儲能單元提供補貼，但只允許將光伏系統峰值功率的50%回饋給電網，這與之前要求光儲系統向電網饋電的需求有很大不同，這也說明在可再生能源規模化發展階段，鼓勵自發自用、余量上網成為對分布式能源的新要求。
2016年10月，德國復興信貸銀行不得不終止這項補貼，主要原因是這筆支持資金早在2016年就已用盡。與此同時，政府也確認自2017年7月1日起，補貼金將按計劃從支持投資總額的19%減至16%，自10月1日起再削減3%，2018年起整體降至10%。
此外，大規模保障性補貼推動了德國新能源產業的超常規發展，但同時也大幅推高了電價，且最終由電力消費者承擔，德國的電力零售價格也從2000年的14歐分/千瓦時上升到2013年的約29歐分/千瓦時，民眾所承擔的可再生能源分攤費用大幅增加，政策的“過度支持”向“適度支持”逐步轉變。快速下降的儲能系統成本、逐年降低的光伏上網補貼電價、不斷攀升的居民零售電價以及持續的戶用儲能安裝補貼政策支持等因素推動著德國戶用光儲市場的發展，自發自用也成為用戶的必然選擇。
美國：稅收減免促光儲結合
在美國，除某些地區良好的自然條件、儲能資金支持政策和高額電費支出壓力外，一些其他因素也在刺激著光儲系統的結合應用。
最初，投資稅收減免（ITC）是政府為了鼓勵綠色能源投資而出臺的稅收減免政策，光伏項目可按照投資額的30%抵扣應納稅。而成本加速折舊是美國稅務局發布的納稅指引規定，2005年12月31日以后建設的光伏系統可以采用成本加速折舊法，即固定資產折舊額按照設備年限逐步遞減。
2016年，美國儲能協會向美國參議院提交了ITC法案，明確先進儲能技術都可以申請投資稅收減免，并可以獨立方式或者并入微網和可再生能源發電系統等形式運行。
為推動儲能與可再生能源的協同發展，政策還要求儲能系統儲存的電能必須有75%來自于可再生能源，才可享受ITC支持，這一支持比例是系統投資的30%，而到2022年這一支持比例將下降到10%。儲能系統儲存可再生能源發電在75%-99%之間時，可享受部分的ITC支持，只有當儲能系統全部由可再生能源充電時，才可全額享受ITC支持。
與此同時，沒有可再生能源配套支撐的儲能系統可以使用7年的成本加速折舊，這相當于25%資本成本的減少，利用可再生能源充電比例低于50%的儲能系統雖未達到ITC支持標準，但仍可享受相同的成本加速折舊支持。而高于50%這一比例的儲能系統都可使用5年的加速折舊，相當于27%資本成本的削減。
日本：開放電力市場中的光儲應用
在棄核所導致的電力供應緊張和電力價格上漲的情況下，日本也著手開展了新一輪電力體制改革，目標直指電力安全穩定供應和抑制電價的增長。
2014年秋，日本的五大電力公司曾因太陽能發電項目勢頭過猛，而暫停過收購光伏電力，為解決此問題，日本政府支持可再生能源發電公司引入儲能電池，資助電力公司開展集中式可再生能源配備儲能的示范項目，以降低棄風/光率、保障電網運行的穩定性。
2015年，日本政府共劃撥744億日元，針對安裝儲能電池的太陽能或風能發電企業給予補貼。
其實，日本早在2012年就啟動了光伏固定上網電價政策，極大地促進了日本國內光伏市場的迅猛發展。
然而可再生能源收購制度和固定上網電價的執行也帶來了新的問題，一方面太陽能光伏的過度建設和并網給電網穩定運行帶來了壓力，電網公司不得不要求獨立光伏發電商必須裝配一些電池儲能系統來提升電網的穩定性；另一方面可再生能源發電補貼資金成本累加到電費中，也增加了國民的負擔。
為此，日本經濟產業省對可再生能源收購制度和固定上網電價機制進行了改革，將此前從成本角度出發確定可再生能源收購價格的方式調整為通過企業間競標決定，并且設定了中長期收購價格的發展目標，明確了上網電價的降價時間表。光伏上網補貼電價的持續降低和近一段時間內售電價格的提升將激發用戶提高光伏自發自用水平，儲能也勢必成為提升用戶側用電經濟效益的重要手段。
中國：綜合能源項目的重要支撐
與國外30年開放電力市場的過程相比，我國“30年電力市場改革”還在有序推進。理論上來看，已經具備了一定光儲規模化應用的技術條件和市場環境。一方面“跨墻售電”開放了富余分布式能源區域交易的可能性，開放電力市場下的用戶間交易得以實現；另一方面光伏發電補貼退坡顯著，急尋政策外收益，且當前用戶弱化電網依賴的意愿也相對突出。
此外，《推進并網型微電網建設試行辦法》明確提出并網微網中可再生能源裝機容量占比要超過50%，且微電網與外部電網的年交換電量一般不超過年用電量的50%。在示范項目支持下，要保障可再生能源高滲透率和提高波動性可再生能源接入配電網的比例，同時在可再生能源規模化利用情況下，要保證盡量自發自用，形成系統內部高度“自治”能力，必然要引進儲能技術配套應用。
當前，儲能已經成為我國綜合能源示范項目中不可或缺的重要技術支撐，開放電力市場傳導出的電價機制和光伏資金政策扶持的減弱刺激著市場關注度的轉移，也刺激著光伏與儲能協同應用的可能。現階段，交叉補貼的存在和居民建筑用能局限性還不能刺激居民用戶側儲能的配套應用，但隨著光儲技術成本的降低，工商業用戶側光儲應用價值將顯現。希望以開放電力市場為前提，依據市場化價格機制和交易機制推動我國光儲的發展和應用。
儲能是當前光伏的“救命稻草”嗎？
然而，儲能真的能成為光伏行業在當前新政策下的“救命稻草”嗎？
根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會的統計，截至2017年底，已經投運儲能項目累計32.8GW，新增投運項目裝機規模217.9MW，中國儲能產業尚處于初級階段。
與此同時，光伏儲能只是儲能市場的其中一小部分，一個尚處于初級發展階段的行業如何能消化已經實現100GW量級裝機的光伏出貨需求？現實的發展離企業的希望還有非常大的距離。
以陽光電源為例，其進入儲能領域較早，目前擁有全球領先的新能源電源變換技術，并依托全球一流的鋰電池技術，可提供單機功率5~1000kW的儲能逆變器、鋰電池、能量管理系統等儲能核心設備，同時推出能量搬移、微電網和電力調頻等一系列先進的系統解決方案。
其儲能系統廣泛應用在中國、美國、英國、加拿大、德國、日本、澳大利亞、印度、柬埔寨、南蘇丹等全球650多個儲能項目。今年上半年在國內斬獲了青海百兆瓦光伏發電實證基地儲能項目，山西9MW/4.5MWh“火電+儲能”聯合調頻項目等。
但即便這樣，2018年上半年陽光電源儲能業務在公司營業收入中也僅占比3.06%，營收1.19億元。
國家能源局科技裝備司處長齊志新曾把我國儲能行業貼切地比喻為“半湖春水半湖冰”，這個比喻挪用到全球市場也同樣適用。他提醒逆變器公司將儲能作為531之后企業市場轉移的主陣地顯然是不現實的，最多只能算提前布局罷了。
長期來看，光儲結合是光伏的出路之一，但一定不是全部的出路。短期內，新政帶來的波動會持續光伏行業，在探尋新出路的同時，光伏企業仍應苦練內功，從拼規模、拼速度、拼價格轉向拼質量、拼技術、拼創新。
宏觀來看，未來，我國光儲配套發展和應用還將得益于當前的政策退坡和未來市場的深度開放。
