预计未来五年内，亚太区域公共事业规模的光伏 储能项目平均lcos将从今年的133 usd/mwh下降至2023年的101 usd/mwh，降幅达23%。
随着光伏价格的降低与储能技术的进步，光伏 储能项目的开发备受关注。亚太区域的光伏 储能项目仍处于早期开发阶段，几乎所有项目都集中于开发较为成熟的市场，包括澳大利亚、韩国、日本与中国。
据预计，2019年，无补贴公用事业规模光伏 4小时锂电储能的项目lcos，相较于独立光伏项目lcoe的成本溢价约为48%-123%，而2023年，这一数值将降至39%-121%。
预计至2023年，仅有泰国市场的公用事业规模的光伏 储能项目的lcos低于平均批发电价。然而，澳大利亚的项目仍高于批发电价约20%的水平。光伏研究分析师rishab shrestha表示：“公共事业规模的光伏 储能项目容量超过1.3gw，其中包括635mw在役储能容量。多数项目通过不同形式，包括资本支出补贴、可再生能源证书额外报酬等方式获得补贴。这也是推动项目可行的方式之一。”
“总体而言，我们预计亚太区域公共事业规模光伏 储能项目平均lcos将从今年的133 usd/mwh下降至2023年的101 usd/mwh，降幅达23%。”shrestha补充道。
在分布式工商业光伏 储能项目方面，此类项目的lcos相较独立光伏项目lcoe的溢价在56%-204%之间。预计至2023年，成本溢价将缩小至47%-167%之间。
预计至2023年，无补贴c&i光伏 储能项目将在澳大利亚、印度和菲律宾具有竞争力，因为这三个市场的工商业电价较高，高于100 usd/mwh。
在家用光伏 储能系统方面，澳大利亚与日本是最大潜力市场。以澳大利亚为例，“据我们统计，2018年澳大利亚家庭共安装了4,970个光伏 储能系统，对家用光伏 储能系统的补贴提振了7%的同比增长率。这类混合项目约占2018全年度家用光伏安装容量约2.5%。我们预计2019年将安装5,500个光伏 储能系统。”shrestha表示。
目前来看，缺少政策激励机制、缺乏市场监管以及尚未摸索到合适的商业模式，是发展的主要阻碍。前两个部分需要政府支持，商业模式则需根据市场环境及格局进行调整。