美国储能市场政策驱动商业模式成熟

1、美国储能市场：电化学储能成为增长新引擎0碳中目标立，加可再源发展美国设定 05 年实现无碳发电，200 年实现碳中和的目标。美国作为当前世界第一大济体，是一个碳排放大国减少碳排放加快能源转型势在必行拜登在领导人气候峰会上宣布到年将美国的温室气体排放量较2005 年降低0%，到235 年通过向可再生能源过渡实现无碳发电到200年实现碳中和标并呼吁各国采取坚决行动力争将全球平均气温较工业化前水平提高控制在1.5摄氏度内。各州政府也陆续提出100%可生能源计划，要求在2030-20年间，逐渐达成100%清洁能源发。表1：美国各级政府碳中和目标年份目标联邦201205 实现无碳发电250 实碳中和夏威

2、夷州205200 年实现40可再生能源电245 年现00可再生源发电加利福尼亚州208205 年实现10清洁能源发电华盛顿州208202 年实现10可再生能源发电新泽西州209200 年实现10可再生能源发电数据来源：政府官网， 美国可再生能源装机容量大幅提升为达成碳中和目标国加速推进电气化计划推动可再生源成为发电主力根据EIA计2020 年美国新增光伏机12.3W在疫情影响下达到了历史最大容量增幅新增风电装机17.1W可再生能包括风能水电太阳能生物质能和地热能）产生了创纪录的 830 亿Wh 的电力，约占美总发电量的 21%。可再生能有史以来首次超过核能（7900 亿Wh）和煤炭（7740

3、亿W）。图1：美国光伏、光新增装机容量（W）图2：美国风电新增装机容量（W）数据来源：BCSE， 数据来源：BCSE， 储能为电网安全稳定运行提供保障随着新能源装机容量不断增加其本身的波动性机性间歇性给电网带了极大的冲击导致了供需不匹配波动性大等问题影响了电网的安全稳定运行近年来随着光伏风电装机的进一步增加电网本身的调节能力远远不足储能可以灵活应用于电侧与用户侧通过充放电进行调节可以减小波动性平滑出力存储过量的光伏风电资源提高新能源发电比例的同时，维持电力系统的安全和稳定，是能源转型道路上的必经之路。图3：可再生能源出力具有不确定性数据来源： ，Califia SO美国储发展，加州领行展美国储

4、能装机容量快速增加其中加州是美国最大的储能市场根据BNF统计200全球能市场新增规模达到5.3W0.7W。根据Wd ackeie和A统计，美国2020年新增储能装机量达1.46W.48W功率容量占全球市场275%能量容量占全球市场32%美国2020 年电化学储能装机增1.1W2.6W，是储能主要的增长动力，同比增长207%。截至2020 年底，美国累计能装机量达到2.7W5.8W，同比增长84%，成为全球次于韩国的第二大储能市场。加州是美国最大的储能市场装机容量占全美超60%就电学储能而言截至 2020 年12 月，新增装机量前五的州占美国电化学储能功率容量的 68% 上其中加利福尼亚州的份额

5、最大装机量566W/30Wh德萨斯州伊利诺伊州马萨塞州夏威夷州和西弗吉尼亚周的功率容量均超过 50 W。图4：美国储能新增装机容量数据来源Wd acknie，ESA， 图5：200年美国各州新增化学储能装机容量数据来源：EA， 从储能方式看抽水蓄能仍然占据储能市场主力未来发展主力将集中在电化学储能据美国源部列示的储能项目统计截至200年2月抽水蓄能占累计装机量的92%电化学能占比 3%。电化学储能中，锂离子池累计装机占比65.%。抽蓄能仍占据储能市场的主力，度电成本最低但是它受到地理位置的约束大多是190年代和980年代初安装00年以后装机容量极低随着技术的快速发展电化学储能成本降低可靠性提高

6、从新增装机容量来看电化储能正逐渐成为发展主力根据IA统计电化学储能占据了目前美国储能新增市场的9%以上，其中以锂离子电池储能为主，占据电化学储能的90%以上。图6：美国220年累计储能机量份额数据来源：DE， 抽水蓄能累计装机占比最高，2010年后新放缓2020年美国抽水蓄能累计装机占比九成左右，但新建放缓。根据NEL统计，截至220年，累计装机容量22.9W占美储能市场九成左右，主要用于提供4-16 小时的长时储能。水蓄能利用负荷低谷时的电能将水抽到高处负荷高峰时期在利用水的势能发电可用于调峰调频相稳定电压事故备用等技术最为成熟综合效益高装机规模最大但它存在三个较为明的缺点1建设受地理位置限

7、制且面临长距离输电的问题2电站初始投资大高达数亿美元，与风光资源适配性差根据论美国抽水蓄能电站建设中的数据俄勒冈州2001投运的洛雷拉抽水蓄能电站装机1W投资12亿美元3建设周从项目审批到建设完成长达10左右。美国在上世纪70-80年代建设了大量抽水蓄能电站，起步很早，装机容量从1960年的0.W 到 2020年的22.9W复合速8.22%。但是随着美国对水蓄能电站的环境监管日益严格，项目的审批和建设时间长达10 年左右，不确定性高，回收周期长不被投资方看好，所以200 年以几乎没有新电站建成针对这个问题华盛顿众议员凯茜麦克莫里斯罗杰斯和丹纽豪斯提一项法案，旨在进一步加快抽水蓄能电站审批进程，

8、目前美国也在规划新的抽水蓄能项目，根据 E 统计，美国在2015-209 年间，5 家开发商提交了许可证申请，FER（联邦能源管理委员会）发放了两个许可证。图7：美国抽水蓄能新增装机量（W）数据来源：EA， 电化学储能接棒，成为新的增长动力锂电池储能占据主要市场份额镍基铅酸电池早期应用较多正逐渐被锂离子电池钠硫电池液流电池替代根据Wodc统计200年美国电化学能新增装机容量1.1W26W比增长207%，累计装机容量2.7W5.8W。电化学储主要包括镍基电池、锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。其中，镍基电池和铅酸电池较早应用于储能，但受限于其本身性正逐渐被替代根据IA统锂电池因其出色的循环

9、次数能量密度响应时间以及相对较低的成本占据了 90%以上的市场钠硫电池能量和功率密度高，能量转换效率高，是一项基于丰富材料的成熟技术但其需要在高温熔融环境下运行成本高昂根据IA统计截至209年底有 2%的装机容量和4%的能量量使用了钠硫电池储能液流电池是一项新兴技术循环次数多转换效率高但能量密度低206年AistaUtiitis在华盛州安装了第一个大型液流电池储能系统，截至209年，大型储系统中约1%使用了液流电。图8：美国电化储能新增装机容量图9：美国电化学储能累计装机容量数据来源：BNEF， 数据来源：BNEF， 图10：219年美国各种电学储能新增装机份额数据来源：EA 光储共建将是未来

10、储能发展的增长点据IA统计截至2020年底的累计装机容量中62%的电化学储能是独立运行的3%是与其他发电厂共建其中30%是与风电光伏电厂共8%是与化石燃料电厂共建。未来光储共建将是新增长点，IA 根据在2021-023 期间计划安的储能形式预测美国将安装超过10W 的大型储能系统并将新源+储能的比例从30%提到0%。目前美国用户侧储能的渗透率较低由于独立住宅数量大市场远未饱和且用户侧储能自发自用经济性强用电可靠性增加未来市场巨大长期来看根据NEL预测200年美国能总装机将超过200W虽然目前水蓄能占据了九成左右的市场未电化学储能是主要的增长动力其中当前新增装机以2h和4h储能系统为主，未来逐渐

11、向长时储能发展，以4h和6h储能系统主。图1：美国储能系统未来新增装机容量预计（W）数据来源：NREL， 储能成本会较大程度上影响未来储能的发展由于未来电学储能是主要增长动力在预测储能机容量时，REL 设置了基于三种不同的储能电池成本情景。基于适度的电池成本，2050 年美储能装机可以达到 213W，是当下装机容量的近十倍。而在低电池成本的情境下可以达到超 380W高电池成本下达到32W。不同的成本下，到250 年可以相差近250W见电池成本会影响未来储能的发展方向。图12：基于不同电池成本的国储能新增装机容量预测（W）数据来源：NREL， 表2：美国政府储能相关政发展动力：政策支撑叠加市场化

12、成熟，加速行业发展原因 ：美国大力支持储能行业的发展，ITC 激励效果明显。联邦政府于2006 年提出I（联邦投资税收抵免政策鼓励用户安装可再生能源发电系统可以进行一定的税收抵免目前IC策已经推广至新能源与储能的混合项目，最高可以抵减 30的前期投资额，推动了新能源配置能2008年联邦为储能进入能批发市场提供制度保障203年提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务以及电储能提供辅助服务的结算机制2018年FERC发布81法案要求系统运行商消除储能参与容量能源和辅助服务市场的障碍使得储能可以以市场竞争的方式与电力市场。2020 年，美国家能源部正式推出储能大挑战路线图，这是能源部针对储能

13、的首个综合性战略要求到2030年建立并维持美国在储能利用和出口方面的全球领导地位建立起弹性灵活经济安全的能源系统2021年9月4日美国能公“长时储能攻关计（Long DurationStoageShot宣布争取在10年内将储能时长过10小时的系统成本降低9%以上，美国能源部预算中将为储能大挑战计划资助116亿美元用解决技术障碍。年份法案内容加州201 至今自发电激励计划家用储能设（10补贴$200/h大容量储能设（10）补贴$30/h。联邦206 至今联邦投资税收抵免(IC)给予私营单位、住宅侧用户安装光伏系统同时配备储能，30税收抵免延期退出到202 税收抵免2623 退坡至。联邦20879

14、 号法令为储能进入电能批发市场提供制度保障联邦20175 号法案电力公司和零售商支付大客户利用储能来替代电网调费的费用。联邦20374 号法令提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务以及电储能提供辅助服务的结算机制。联邦208FERC 第1 号法案系统运行商消除储能参与容量、能源和辅助服务市场的障碍。联邦209BESTAt 法案拨款108 亿美元用于储能等目。联邦200FERC 第22 号法案RO 和ISO 为分布式能源提供财务机制联邦200储能大挑战路线图到200 年建立并维持美国储能利用和出口方面的全球领导位，建立弹性、灵活、经济、安全的能源系统。联邦2012 万亿美元基础建设计划

15、205 年现00无碳电力清洁能源发电和储能投资税收抵免及生产税收抵免期限延长10 联邦201“长时储能攻关”计划在未来十年内将数百吉瓦的清洁能源引入电网将储能时间过10 小时的系统成本低0%数据来源：各级政府官网， 各州也陆续设立了相应的储能目标推动储能项目切实落地加州早在203年就要求IOU到2020年采购135W 储能，并于024 年前运营。马萨诸塞州求205 年完成储能目标100Wh，新泽西州到200年储能预达到2000Wh，弗吉尼亚到205年达到300W。表3：美国各州政府设定的储能目标年份法令储能目标加州203CPUC第54 号法案要求IOs 到2020 年采购15MW 储能，并于2

16、24 年前运营俄勒冈州205第293 号法案允许该州最大的两家公用事业公司到200 年各拥有5MW储能马萨诸塞州208第457 号法（促进清洁源法案）205 年储能目标10Mh新泽西州208208 年清洁能源法案到230 年储能到00Mh弗吉尼亚州200第126 号法案到235 年储能标10MW数据来源：各级政府官网， 原因 2储能市场化机制成熟经济性快速提高美国加推进储能的市场化进程及时获得相收益目前已经有了较为完善的市场机制美国成熟的电力市场体系为储能参与市场竞争获得经性创造了良好的条件。美国电力体系的市场化成熟形成了由联邦层面的FER（美国联邦能源监管委员会和NERC（北美可靠电力公司）

17、以及州层面的PU（公用事业委员会）监管的市场体系。美国的电力系统被划分为东部网(Eastern Interconnection)、西部网(Western Interconnection)和德州网(Electric Reliability Council of Texas, ERCOT)三大区域电网在电网内划分为多个区域市场。市场主体是RTO(区域传输组织)或IS（独立系统运营方）。RTO 负责组织电力市场内的电能买卖；ISO 负责管理最终市场，组织平衡发电与用电负荷的实时市场。电力的发、输、配、售由市场内独立或一体化的公司承担。发电企业负责生产和出售电能，同时提供电力辅助服务。输电公司拥有输电

18、资产，在ISO 的调度下运行输电设备，配电公司负责运营配电网络。在用户端，大用户可以通过批发市场与发电企业直接通过竞价购电，有的大用户可以作为负荷调节资源参与辅助服务，有些大用户也可以通过售电公司零售购买电力。不愿意或者不能参加批发市场买卖的小用户可以通过售电公司零售商购买所需的电力资源。图13：美国电力市场结构数据来源：EA,DOE国际电力网， 美国储能应用场景包括表前（Front of the eter，FT）和表后（Beind the Meer，BM），对应于国内应用场景的划分表前通常指电网侧和发电侧表后指用户侧包括家庭和工商业目前美国表前侧储能市场分属于不同的区域电力市场目前较大的为J

19、M市场ISO市场ERT市场等，储能的市场供给参与方包括 I（独立发电商）、I（投资者拥有的公用事业端）等。根据EIA统计截至2019年P拥有美国大型电化学储能现有功率容量的56%IU拥有0%，而针对能量市场IP拥有3%IU拥有3%其中M市场主打功率市场IP在JM市场中拥有主导地位IO市场主打能量市场IU在IO市场里有面向能源的主导地位储能在表前市场应用有调频备用黑启动等其中调频和备用实行实时市场调度需求响应系统配置黑启动实行签订协议获得收益表后市场由于IC政策IP等政策用户可以获一定数目的成本补贴叠加峰谷套利等具备良好的经济性以下我们会对表前和表后市场储能的经济和市场空间进行分析。图14：21

20、9年美国电化学能累计装机量所有权分布数据来源：EA， 美国储能应用场景分为表前和表后两大类根据储能时长可以分为短期中期和长期储能抽水蓄压缩空气储能储热蓄冷各类容型电池等储能时长大于4h属于长期储能可用于电网调峰调频备用容量等短期中期储能，如铅酸电池部分锂电池电磁储能储能时长在2h以下可用于调峰调频平滑出力紧急用等。根据储能的应用场景通常将美国储能市场分为电表（包括发电和电网与电表（包括家用和工商业）。EA在020年化学储能报告中，将其分为大型储能系统（1W）和小储能系（1W根据BNF统2020年美国公用事业端安了大量的储能新增装机852W，同比增长297%，占当年新增80%，是过去一年的主要增

21、动力；户用储能则是去年的第二大市场，新增装机154W，同增长63%，占当年新增15%工商业储能新增装机55W同比下降24%，占当年新增5%。表4：储能的应用场景时长应用储能方式短期储能0.5h调峰调频紧急备用平滑力铅酸电池倍率2C 电池储能飞储能、电磁储能中期储能0.52h调峰调频中继输出紧急用液流电池、能量型电池储能长期储能2h备用容量削峰填谷大规量调配抽水蓄能、压缩空气储能、储热蓄冷、容量型电池储能数据来源：储能的度电成本和里程成本分析， 图15：220年美国市场新电化学储能功率容量的应用场景分布数据来源：BNEF， 表前市主要调峰、频等辅助服和发能量储表前市场主要应用有调峰调频旋转备用备

22、用电源存储过剩的可再生能源发电平滑可再能源出力负载管理等根据NEF统计200年美国新储能主要来自于表前市场装机占比高达80%新增电化学储能表前市场装机量852W同增加297%不同区域也对着不同的储能需求，PJM 市场的大型储能系统主要用于电网调频；加州则用于电网调峰、负载管理等 ISO的储能系统主要针对于调峰调频阿拉斯加夏威夷等地因其本身电网系统较为独立储系统的作用更加多样化致力于提高电网的可靠性根据IA统计2019年度美国储能计中级中73%的能量容量用于调频。图16：219年美国储能应场景分布数据来源：EA 成本下降，收益方式多样，助力电表前储能快速发展表前市场储能的经济性提高依赖于储能系统

23、成本的降低。目前成本较低的方式为抽水蓄能和锂电池储能。根据BNE，2020 全球储能电站的成本为$300W，对比208 年的$30/Wh 已经有了明显的下降，电池技术下降至2009 年度的十分之一。020 年12 月，美国能源部首次发布能源大挑战路线图（ESG提出了一些关于价格的未来发展目标计划到2030年将储能平准化成本降至$0.030.05Wh，将储能系统成本降至$200W。图17：储能成本降低趋势数据来源：BNEF， 美国表前储能市场收益方式主要有能量市场电力辅助服务峰谷套利和输配电价1能参与能量市场通过日前和实时市场竞价获得出清收益能参电力辅助服务主要场化运营调频备用黑启动等其中调频和

24、备用可以通过日前市场和实时市场进行竞价最终根据实际出清价格获得收益黑启动主要通过签订长期协议3峰谷套利目前美国峰谷价差较大在0.2 美元/Wh 之间，且有着年拉大的趋势，储能项目可以通过在谷电价时充电，峰电价时放电获取收益4另外与国内市不同的是美国大多大型电力公司均为发输配售一体化分储成本可以通过输配电价传送到用户端市场将电量与调频备用联合出清终端需按照辅助服务荷占总负荷的比例购买相应服务将电力现货与辅助市场联系起来将成本传递到用户端可以得输配电价、辅助服务、备用的收益。图18：PJM电力市场200度日前市场电价（/Wh）图19：220年夏季典型日M电力辅助服务出清价格（/Wh）数据来源：PJ

25、， 数据来源：PJ， 图20：美国大型电力公司业分布数据来源：公司官网， 加州定义三个储能资源模型准入市场代理需求响应资（PD分布式能（DER和非发电资（N主要以NR模式参与加州是美国一个较为成熟的电力市场它是美国储能能量规模最大的州，占到已投运项目44%的能量规模和18%的率规模。加州储能以提供能量服务为主，应用领域多样化。CAISO储能项目的平均功率规模为5W平均储能充放电时长为4小时目前加州62%的储能装机规是由SCE和SD&E等公共事业公司采购和应用的主要解决储气库泄漏带来的供电稳定性问题，满足CPC发电资源至少提供4小时备用容量的要求。不同的储能系统可以根据自身的容量、储能市场、功能

26、特性等选择特定的模式。R 模式为小储能系统通过聚合的形式形成一个虚拟节点参与电力市场但由于涉及输配电且每个系统都要配置监控与遥测设备导致成本较高占比较少目前加州主要采用NR模式是储能主要收益来源定义“具有连续运行区间既可以发电又可以耗电的资源为促进储能在电力市的灵活使用加州制定了专门的调频能量管理方案(RE)允许储能资源参与双边容量市场电量市场和辅助服务市场。R 模式以需求侧为主，根据价格信号调整出力，主要应用于能量市和备用市场。表5：美国加州储能参与市场的模式类型定义准入标准可参与场代理需求响应资源（R）电力市场的参与者根据价格信号减荷，并参加能量市场及辅助服务市的竞标能量市：最容量00kW

27、 ；辅助服市场最容量00k日前能市场续输出0 mn时能量备用场持输出0 i；日前和时能市场；日前和时旋/ 非旋备用场分布式源（R）允许包含储能的不同分布式能源以合的形式加入电力市场，通过调度调员在能量市场和辅助服务市场竞标。最低聚容量0M；在为多个节点提供旋转备用时，聚容量不于20M；日前和时能市场；日前和时旋/ 非旋备用场对于每个单独分布式资源，其容量超过1MW非发电源（R）分为ES（在最和最充放间连续节受剩容量制 R（输出容量范围从负到正连续节和（可接调的需资源只能电根据况用份参与电力市场交易，并根据身份不同要，提不同服务式。最低量0k；参加RM 方案续15in 输出；不参加RM 方案持续

28、0n 量输出。ER 和R：日前和时能市场；日前和实时旋转备用/ 非旋转备用市场以及调频下调一般性R：日前和时上频和调频数据来源美国加州分布式储能参与电力市场分析， 据测算目前美国市场光伏储能项目利用储能参与调频服务项目 IR超过 5具有经济性。根据DE的数据发电侧光储系统100W 光伏配备60W4h储能系统投资成本为860万美元，约70%为设备费用，其中IC 政策可以补贴设备部分的26%。工作年限20 年，光伏首年发电量约20万W首年利小时数为200h光伏组件减系数0.0储能年衰减系为0.01。光伏多发电量存储与储能系统中储能系统参与调频市场获得收益光伏发电通过电力市场批发格获得收益其中调频收

29、益分为容量收益和调频里程收益电力价格采用平均电力批发价格护费用按照前十年每年1%后十年每年2%。20年后残率为5%。电站配备5名员，年平均工资10万美元每年提高5通过经济性测算得项目IR为4.8%投资回期1237年即使在无补贴的情况下，当成本下降幅度超过20%时，IR 过5%。随着未来光储电站持续降本，经济性会得到进一步的提高。图21：光储电站IR对系统资成本变化的敏感性分析数据来源：DOE, 表前市场空间预计205年达到253Wh表前市场增长来自新能源储能和独立储能电站参与电力辅助服务在新能源发电配置储的市场考虑到光伏发电的波动性为日内波动风电波动多为季节性波动光伏配置短时储能的适配度更高，

30、对光伏+储能和风电+储能按照不同的配置比例预测我们按照光伏配储能当期配比8%能时长2小时远期配比20%储能长3.5小时来估算风电配储能照配比3%储能市场2小时期配比15%储能市场3.5小时估我们预测美国 205年新能源发电配套储能电站新增装机容量为 19.3W，其中光伏配套 2.1Wh，风电配套 67Wh。表6：美国市场新能源发电配置储能新增装机量200201E202E203E204E205E光伏新增装机/GW142717911978221518311801储能配比8.0%100%130%150%180%200%新增储能功率/GW1.41.92.73.23.03.0储能时长/h222.52.8

31、33.5光伏新增储能容量/Gh2.83.86.39.09.91261风电新增装机/GW168414547.17.311581276储能配比3.0%5.0%8.0%100%130%150%新增储能功率/GW0.50.70.60.71.51.9储能时长/h222.52.833.5风电新增储能容量/Gh1.01.51.62.14.56.7发电侧新增储能功率/GW1.62.53.24.14.85.5发电侧新增储能容量总计/Gh3.35.08.0114144193数据来源：SEA，DE， 对于独立储能电站主要参与电力辅助服务市场提供调峰调频黑启动等服务根据最大用负荷推测电力市场的调频容量需求储能在调频市

32、场的渗透率由2%提升至0%预计225年调频储能新增容量0.7W据日发电量推测电力市场的调峰容量需求预计2025年峰储能新增容量5.3W。表7：美国市场电网侧调频储能新增装机量200201E202E203E204E205E最大用电负荷/MW113911421167117411911100调频配套需求/%1%2%3%4%5%6%调频容量/GW1.12.23.44.65.87.0储能调频渗透率/%2.0%3.0%5.0%100%150%200%储能调频容量/GW0.20.70.70.60.71.0备电时长/h0.00.00.00.00.00.0新增调频储能容量/Gh0.10.30.90.30.30.

33、0数据来源：PJ， 表8：美国市场电网侧调峰储能新增装机量200201E202E203E204E205E年发电量/h426643944327446544064552日发电量/h117119120121122123调峰需求/%1%1.2%1.5%2%2.5%3%储能调峰渗透率/%1.5%1.8%2.0%2.2%2.4%2.6%储能调峰容量/Gh2.63.65.37.39.6149新增储能调峰容量/Gh0.81.01.72.02.35.3数据来源：BP， 表后市安装庭和工业用，发展表后市场对应于安装在户用和工商业的储能容量根据BNEF统计电化学储能中200年表后市场新增209W其中新户用装机154

34、W同比增加3%装机占比15%工业020年新增装机55W同比降低2%装机占比5%美国工商业电价低于居民电价表后市场由户用和工商业储能共同组成其中工业储能较少目前来看表后储能基本与光伏发电捆绑安装白天阳光充足，可以自发自用，多余的电量可以储存下来夜晚使用。另外，峰谷套利，即谷电价充峰电价放电模式，也降低了综合用电成本。美国表后市场户用和商业市场较大加州外以户用为主前最大表后市场位于加州根据IA统计，截至2019 年加州累计装机容量326W，占据全装机容的 86%，其中0用于商业区域，32%用于住宅区域，1%用于工业区域。2019 年夏夷22W，其中18W 用住宅区域，4W 用于商业区域，克萨斯5W

35、，其中4.6W 用于住宅区，亚利桑那州5W其中 4.6W 用于住宅区。图22：美国小型电化学储能功率容量应用场景分布数据来源： ，E备注：CA:加利福尼亚州；NoCA：非加州地区图23：220年电化学储能州以外电表前应用场景分布（W）数据来源：EA 备注H夏威夷T得克萨斯州A亚利桑那州N纽约州UT犹他州CT康涅狄格州A马萨诸塞州NJ新泽西州L佛罗里达州A：佐治亚州，L：伊利诺斯州用电可靠性需求和经济性驱动表后市场发展电网不稳定和经济性利好造就了表后市场的快速发展一面得益于美国税收政策的激励安装能能够获得一定数额的税收抵免降低了储能的投资成本同时储能本身成本的降低峰谷价差逐渐拉大光储系统自发自用

36、等都大大提高了安装储能的经济性另外由于美国电网系统相对独立不能跨区进行大规模调度且超过7%的部分已经建成25年以上系统老化明出现了供电不稳定高峰输电阻塞难以抵抗极端天气等问题叠加201年疫情和暴风雪叠造成的德州大面积长时间停电的影响居民提升用电可靠性的需求大幅提高户用储能需求也随之大幅提升表9：近年来美国大停电时间频发时间大停电事件2012受空前的北极寒潮影响美国大部分区域气温骤降超四百万居民遭遇停电停水州能源市场陷入混乱，电价飙升20 倍，进入全州紧急状态。2008加州经历全州范围的极端高温天气，比正常水平高出10-0。用电量陡增，被迫行全区范围内轮流停电，近50万用户收到遭遇停电。2097

37、纽约曼哈顿中城和上西区出现大面积停电导致美国能源公司联合爱迪生公司月4 用户断电，7 万用户受影响部分地铁停止运营，居民被困地铁、电梯中。数据来源：北极星电力网， 家庭安装光储系统可以获得明显的经济收益根据伯克利验室的统计截至2020年表侧安装储能容量约为 1000W，其中 550W 与太阳能光伏配对。目前绝大多数户用储能与光伏配对（80%），非住宅储能只有 %与光伏共建。美国户用光储共建比例最高的是夏威夷州，其次加州。电化学储能系统的成本逐年下降，目前光储系统的成本在$5W，联邦范围内安装光储系可以获得IC 税收减免30%亚利桑那州、加州等提供额外的光储系统退税，用户可以通过峰套利、自发自用

38、等方式节省用电费用。光储系统使用5-0之后可以回收部分成本。综合计算系统可以获得$500-000Wh的经济收益。图24：美户用储能安装比例图25：美国户用光储系统可获得的经济收益数据来源：伯克利实验室， 数据来源：伯克利实验室， 根据BNEF 统计，户用储能系统费用在$684Wh 左右，国目前最常用的为13.5W假设安装一套户用储能7W 时长为h 的系统。根据EIA，户用光伏系统硬件和安装费用$293/W，一套户用4W 光伏系统格$1170。对于一个加州型家庭，假设安装光储系统IC 补贴26%IP补贴$20/Wh（单户家庭可负担的太阳能计划补贴$2000根据IA统计，美国200年人均每月用电约

39、为36W。一家四口年电量为1772W。根据lecta tiitis 提供的力分时价格计划，采用峰谷平电价，见下表。每日早11:0 至下午 5:00为用电高峰期电$0.7/W晚700至次日早7:0为谷电价$0.02/W其余间为平电价工作日每日高峰时期用电量占总用电量的20%平价占50%谷电占3%国每年法定节假日12.5一年周末52个合计165天工作日2485天光伏和储能设备维费用按照每年1%计算我们选四个基本情景不安装光伏或储能安装光伏安装储能及安装光系统。表10：lctratiitis221分时电价表（$/W）周末工作日全天谷0.08211:0017:峰0.177:00-1:0017:0019

40、:平0.11319:00-日7:谷0.082数据来源：Alecta Utilitis 根据计算结果，十年里，四种情景下光储系统的每年电费比不安装光伏和储能系统低 59；安光伏比不安装低 38%；由于国居民用电量高，且峰谷价差大，安装储能的年用电费也比不安低12%综合设备成本设维护费用及电费来看相比于不安装的情景在全寿命周期内安装光储及单独安装光伏都具备一定的经济性单独安装光伏的累计成本为$2398.93安装储系统的累计成本为$2242.01。用时间超过8年，安装光储统相比于其他方案跟节约成本。图26：四种情下每年居民费图27：四种情景累计成本对（$）数据来源：BNE,SEA,EA 数据来源：B

41、NE,SEA,EA, 即使在204年IC政策失效后在当前成本的情景下全寿命周期内安装光伏或安装光储系统的累计成本与不安装的成本相近。但安装光储系统后，储能可以作为备用电源提供用电保障，因价值更高。图28：无补贴情况下四种情累计成本对比（$）数据来源：BNE,SEA,EA, 随着未来光伏和储能设备的降价将会增加进一步增加安装设备的经济性我们测算了光伏系统和储能系统价格下降对于光储系统IR的影响结果发现以当前的价格为基础根据BNEF统计，目前户用储能系统费用在$684W右根据EIA目前户用光伏系统硬件和安装费用$290/W，当光伏系统和储能系统的价格下降幅度超过10%后家用储系统IR将高于10%具

42、明显的经济性。图29：家用光储系统IR对伏和储能系统成本的敏感性分析数据来源：BNE,SEA,EA, 表后市场空间预计205年达到275Wh根据SEIA 统计，2020 年国居民和社区光伏新增装机共3.1W205 年达到5.4W。根据 EIA的预测户用新增光伏装机配置储能的比例将由209年的3.9%提至205年的%们预计205年户用光伏+储新增装机中储能设备新增装机容量将达到3.34W在存户用光伏装机中储能的渗透率也将逐渐提升存量用户为已安装的户用光伏配置储能设备我们预计年户用光伏+储能存量装机中储能设备装机容量将达到7.87W205年预计整体户用储能容量空间达 1.2Wh.表1：户用储能装机

43、量200201E202E203E204E205E新增居民光伏装机/GW3.23.84.44.84.34.7新增社区光伏装机/%0.80.90.90.80.70.7新增户用光伏/GW4.04.75.35.65.05.4新增装机储能配比5%8%14%18%20%24%户用新增储能功率/GW0.60.10.10.60.51.1备电时长/h2.02.22.52.83.03.0户用新增储能容量/Gh0.20.81.22.12.63.4累计居民光伏装机/GW191022942730320836354101累计社区光伏装机/GW3.03.04.95.96.87.2累计户用光伏装机/GW221026843210376642634803存量户用储能渗透率1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%户用存量储能功率/GW0.90.60.21.81.22.6备电时长/h2.02.02.02.03.03.0户用存量储能容量/Gh0.81.12.53.95.57.7户用储能功率空间/GW0.40.81.42.12.73.6户用储能容量空间/Gh0.71.73.66.08.0112数据来源：SEA， 根据EIA预测美国工商业用户中新增光伏装机2020年的1.43W提升至025年的2.1W。测算得到2025 年新增的工业光伏配置储能的达2.0