2050 碳中和目標確立，加速可再生能源發展

美國設定 2035 年實現無碳發電，2050 年實現碳中和的目標。美國作為當前世界第一大經濟體， 是一個碳排放大國。減少碳排放、加快能源轉型勢在必行。拜登在領導人氣候峰會上宣布，到 2030 年將美國的溫室氣體排放量較 2005 年降低 50%，到 2035 年通過向可再生能源過渡實現無碳發電，到 2050 年實現碳中和目標；并呼吁各國采取堅決行動，力爭將全球平均氣溫較工業化前水平 提高控制在 1.5 攝氏度內。各州政府也陸續提出 100%可再生能源計劃，要求在 2030-2050 年間， 逐漸達成 100%清潔能源發電。

美國可再生能源裝機容量大幅提升。為達成碳中和目標，美國加速推進電氣化計劃，推動可再生能 源成為發電主力。根據 EIA 統計，2020 年，美國新增光伏裝機 12.3GW，在疫情影響下仍達到了 歷史最大容量增幅；新增風電裝機 17.1GW，可再生能源（包括風能、水電、太陽能、生物質能和 地熱能）產生了創紀錄的 8340 億 kWh 的電力，約占美國總發電量的 21%。可再生能源有史以 來首次超過核能（7900 億 kWh）和煤炭（7740 億 kWh）。

儲能為電網安全穩定運行提供保障。隨著新能源裝機容量的不斷增加，其本身的波動性、隨機性與 間歇性給電網帶了極大的沖擊，導致了供需不匹配、波動性大等問題，影響了電網的安全穩定運行。近年來隨著光伏、風電裝機的進一步增加，電網本身的調節能力遠遠不足。儲能可以靈活應用于供 電側與用戶側，通過充放電進行調節，可以減小波動性、平滑出力、存儲過量的光伏風電資源，在 提高新能源發電比例的同時，維持電力系統的安全和穩定，是能源轉型道路上的必經之路。

美國儲能發展迅速，加州引領行業發展

美國儲能裝機容量快速增加，其中加州是美國最大的儲能市場。根據 BNEF 統計，2020 年全球儲 能市場新增規模達到 5.3GW/10.7GWh。根據 Wood Mackenzie 和 ESA 統計，美國 2020 年新增 儲能裝機量達 1.46GW/3.48GWh，功率容量占全球市場 27.5%，能量容量占全球市場 32.5%。美 國 2020 年電化學儲能裝機新增 1.1GW/2.6GWh，是儲能裝機主要的增長動力，同比增長 207%。截至 2020 年底，美國累計儲能裝機量達到 2.7GW/5.8GWh，同比增長 84%，成為全球僅次于韓 國的第二大儲能市場。

加州是美國最大的儲能市場，裝機容量占全美超 60%。就電化學儲能而言，截至 2020 年 12 月， 新增裝機量前五的州占美國電化學儲能功率容量的 68% 以上，其中加利福尼亞州的份額最大，裝 機量 566MW/930MWh，德克薩斯州、伊利諾伊州、馬薩諸塞州、夏威夷州和西弗吉尼亞周的功率 容量均超過 50 MW。

從儲能方式看，抽水蓄能仍然占據儲能市場主力，未來發展主力將集中在電化學儲能。根據美國能 源部列示的儲能項目統計，截至 2020 年 12 月，抽水蓄能占累計裝機量的 92%，電化學儲能占比 3%。電化學儲能中，鋰離子電池累計裝機占比 65.9%。抽水蓄能仍占據儲能市場的主力，度電成 本最低，但是它受到地理位置的約束，大多是 1970 年代和 1980 年代初安裝，2000 年以后裝機容 量極低。隨著技術的快速發展，電化學儲能成本降低，可靠性提高，從新增裝機容量來看，電化學儲能正逐漸成為發展主力。根據 EIA 統計，電化學儲能占據了目前美國儲能新增市場的 90%以上， 其中以鋰離子電池儲能為主，占據電化學儲能的 90%以上。

抽水蓄能累計裝機占比最高，2010 年后新建放緩

2020 年美國抽水蓄能累計裝機占比九成左右，但新建放緩。根據 NREL 統計，截至 2020 年，累 計裝機容量 22.9GW，占美國儲能市場九成左右，主要用于提供 4-16 小時的長時儲能。抽水蓄能 利用負荷低谷時的電能將水抽到高處，負荷高峰時期在利用水的勢能發電，可用于調峰、調頻、調 相、穩定電壓、事故備用等，技術最為成熟、綜合效益高、裝機規模最大。但它存在三個較為明顯 的缺點：1）建設受地理位置限制，且面臨長距離輸電的問題；2）電站初始投資大，高達數億美元， 與風光資源適配性差。

美國在上世紀 70-80 年代建設了大量抽水蓄能電站，起步很早，裝機容量從 1960 年的 0.2GW 到 2020 年的 22.9GW，復合增速 8.22%。但是隨著美國對抽水蓄能電站的環境監管日益嚴格，項目 的審批和建設時間長達 10 年左右，不確定性高，回收周期長不被投資方看好，所以 2000 年以后 幾乎沒有新電站建成。針對這個問題，華盛頓眾議員凱茜·麥克莫里斯·羅杰斯和丹·紐豪斯提出 一項法案，旨在進一步加快抽水蓄能電站審批進程，目前美國也在規劃新的抽水蓄能項目，根據 DOE 統計，美國在 2015-2019 年間，5 家開發商提交了許可證申請，FERC（聯邦能源管理委員 會）發放了兩個許可證。

電化學儲能接棒，成為新的增長動力

鋰電池儲能占據主要市場份額，鎳基、鉛酸電池早期應用較多，正逐漸被鋰離子電池、鈉硫電池、 液流電池替代。根據 Woodmac 統計，2020年美國電化學儲能新增裝機容量 1.1GW/2.6GWh，同 比增長 207%，累計裝機容量 2.7GW/5.8GWh。電化學儲能主要包括鎳基電池、鋰電池、鉛酸電 池、鈉硫電池、液流電池等。其中，鎳基電池和鉛酸電池較早應用于儲能，但受限于其本身性能， 正逐漸被替代。

根據 EIA 統計，鋰電池因其出色的循環次數、能量密度、響應時間以及相對較低的 成本占據了 90%以上的市場。鈉硫電池能量和功率密度高，能量轉換效率高，是一項基于豐富材料的成熟技術，但其需要在高溫熔融環境下運行，成本高昂，根據 EIA 統計，截至 2019 年底，有 2%的裝機容量和 4%的能量容量使用了鈉硫電池儲能。液流電池是一項新興技術，循環次數多，轉 換效率高，但能量密度低。2016 年，Avista Utilities 在華盛頓州安裝了第一個大型液流電池儲能系統，截至 2019 年，大型儲能系統中約 1%使用了液流電池。

光儲共建將是未來儲能發展的增長點。根據 EIA 統計，截至 2020 年底的累計裝機容量中，62%的 電化學儲能是獨立運行的，38%是與其他發電廠共建，其中 30%是與風電、光伏電廠共建，8%是 與化石燃料電廠共建。未來光儲共建將是新增長點，EIA 根據在 2021-2023 期間計劃安裝的儲能 形式，預測美國將安裝超過 10GW 的大型儲能系統，并將新能源+儲能的比例從 30%提升到 60%。

目前美國用戶側儲能的滲透率較低，由于獨立住宅數量大，市場遠未飽和，且用戶側儲能自發自用， 經濟性強，用電可靠性增加，未來市場巨大。長期來看，根據 NREL 預測，2050 年美國儲能總裝 機將超過200GW，雖然目前抽水蓄能占據了九成左右的市場，未來電化學儲能是主要的增長動力， 其中當前新增裝機以 2h 和 4h 儲能系統為主，未來逐漸向長時儲能發展，以 4h 和 6h 儲能系統為 主。

儲能成本會較大程度上影響未來儲能的發展。由于未來電化學儲能是主要增長動力，在預測儲能裝 機容量時，NREL 設置了基于三種不同的儲能電池成本情景。基于適度的電池成本，2050 年美國 儲能裝機可以達到 213GW，是當下裝機容量的近十倍。而在低電池成本的情境下可以達到超 380GW，高電池成本下達到 132GW。不同的成本下，到 2050 年可以相差近 250GW，可見電池 成本會影響未來儲能的發展方向。

2 發展動力：政策支撐疊加市場化成熟，加速行業發展

原因 1：美國大力支持儲能行業的發展，ITC 激勵效果明顯。

聯邦政府于 2006 年提出 ITC（聯邦 投資稅收抵免）政策，鼓勵用戶安裝可再生能源發電系統，可以進行一定的稅收抵免，目前 ITC 政 策已經推廣至新能源與儲能的混合項目，最高可以抵減 30%的前期投資額，推動了新能源配置儲能。2008年聯邦為儲能進入電能批發市場提供制度保障，2013年提出輸電網運營商可以選擇從第三方直接購買輔助服務以及電儲能提供輔助服務的結算機制。2018 年 FERC 發布 841 號法案，要 求系統運行商消除儲能參與容量、能源和輔助服務市場的障礙，使得儲能可以以市場競爭的方式參與電力市場。

2020年，美國國家能源部正式推出儲能大挑戰路線圖，這是能源部針對儲能的首個 綜合性戰略，要求到2030年建立并維持美國在儲能利用和出口方面的全球領導地位，建立起彈性、 靈活、經濟、安全的能源系統。2021 年 9 月 4 日，美國能源部公布“長時儲能攻關”計劃（Long Duration Storage Shot），宣布爭取在 10 年內將儲能時長超過 10 小時的系統成本降低 90%以上， 美國能源部預算中將為儲能大挑戰計劃資助 116 億美元用于解決技術障礙。

各州也陸續設立了相應的儲能目標，推動儲能項目切實落地。加州早在 2013 年就要求 IOU 到 2020 年采購 1325MW 儲能，并于 2024 年前運營。馬薩諸塞州要求 2025 年完成儲能目標 1000MWh， 新澤西州到 2030 年儲能預計達到 2000MWh，弗吉尼亞州到 2035 年達到 3100MW。

原因 2：儲能市場化機制成熟，經濟性快速提高。

美國加快推進儲能的市場化進程，及時獲得相應 收益，目前已經有了較為完善的市場機制。美國成熟的電力市場體系為儲能參與市場競爭獲得經濟性創造了良好的條件。

美國電力體系的市場化成熟，形成了由聯邦層面的 FERC（美國聯邦能源監管委員會）和 NERC （北美可靠電力公司）以及州層面的 PUC（公用事業委員會）監管的市場體系。美國的電力系統被劃分為東部網(Eastern Interconnection)、西部網(Western Interconnection)和德 州網(Electric Reliability Council of Texas, ERCOT)三大區域電網。在電網內劃分為多個區 域市場。市場主體是 RTO(區域傳輸組織)或 ISO（獨立系統運營方）。

RTO 負責組織電力 市場內的電能買賣；ISO 負責管理最終市場，組織平衡發電與用電負荷的實時市場。電力的發、輸、配、售由市場內獨立或一體化的公司承擔。發電企業負責生產和出售電能，同時提供電力輔助服務。輸電公司擁有輸電資產，在 ISO 的調度下運行輸電設備，配電公司 負責運營配電網絡。在用戶端，大用戶可以通過批發市場與發電企業直接通過競價購電， 有的大用戶可以作為負荷調節資源參與輔助服務，有些大用戶也可以通過售電公司零售購 買電力。不愿意或者不能參加批發市場買賣的小用戶可以通過售電公司零售商購買所需的 電力資源。

美國儲能應用場景包括表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）， 對應于國內應用場景的劃分，表前通常指電網側和發電側，表后指用戶側，包括家庭和工商業。目 前美國表前側儲能市場分屬于不同的區域電力市場，目前較大的為PJM市場、CAISO市場、ERCOT 市場等，儲能的市場供給參與方包括 IPP（獨立發電商）、IOU（投資者擁有的公用事業端）等。根據 EIA 統計，截至 2019 年，IPP 擁有美國大型電化學儲能現有功率容量的 56%，IOU 擁有 20%， 而針對能量市場，IPP 擁有 38%，IOU 擁有 36%。

其中，PJM 市場主打功率市場，IPP 在 PJM 市 場中擁有主導地位；CAISO 市場主打能量市場，IOU 在 CAISO 市場里有面向能源的主導地位。儲 能在表前市場應用有調頻、備用、黑啟動等，其中調頻和備用實行實時市場調度、需求響應系統配 置，黑啟動實行簽訂協議獲得收益。表后市場由于 ITC 政策、SGIP 等政策，用戶可以獲得一定數 目的成本補貼，疊加峰谷套利等，具備良好的經濟性。以下我們會對表前和表后市場儲能的經濟性 和市場空間進行分析。

3 美國儲能應用場景分為表前和表后兩大類

根據儲能時長，可以分為短期、中期和長期儲能。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、儲熱蓄冷、各類容量 型電池等儲能時長大于 4h，屬于長期儲能，可用于電網調峰調頻、備用容量等。短期、中期儲能， 如鉛酸電池、部分鋰電池、電磁儲能，儲能時長在 2h 以下，可用于調峰調頻、平滑出力、緊急備 用等。

根據儲能的應用場景，通常將美國儲能市場分為電表前（包括發電和電網），與電表后（包括家用 和工商業）。根據 BNEF 統計，2020 年美國公用事業端安裝了大量的儲能，新增裝機 852MW， 同比增長 297%，占當年新增 80%，是過去一年的主要增長動力；戶用儲能則是去年的第二大市 場，新增裝機 154MW，同比增長 63%，占當年新增 15%；工商業儲能新增裝機 55MW，同比下 降 24%，占當年新增 5%。

表前市場主要用于調峰、調頻等電力輔助服務和發電側能量存儲

表前市場主要應用有調峰、調頻、旋轉備用、備用電源、存儲過剩的可再生能源發電、平滑可再生 能源出力、負載管理等。根據 BNEF 統計，2020 年美國新增儲能主要來自于表前市場，裝機占比 高達 80%。新增電化學儲能中表前市場裝機量 852MW，同比增加 297%。不同區域也對應著不同 的儲能需求，PJM 市場的大型儲能系統主要用于電網調頻；加州則用于電網調峰、負載管理等；MISO 的儲能系統主要針對于調峰調頻；阿拉斯加、夏威夷等地因其本身電網系統較為獨立，儲能 系統的作用更加多樣化，致力于提高電網的可靠性。根據 EIA 統計，2019 年度美國儲能累計中級 中 73%的能量容量用于調頻。

成本下降，收益方式多樣，助力電表前儲能快速發展

表前市場儲能的經濟性提高依賴于儲能系統成本的降低。目前成本較低的方式為抽水蓄能和鋰電 池儲能。根據 BNEF，2020 年全球儲能電站的成本為$300/kWh，對比 2018 年的$360/kWh 已經 有了明顯的下降，電池技術下降至 2009 年度的十分之一。2020 年 12 月，美國能源部首次發布 《能源大挑戰路線圖》（ESGC），提出了一些關于價格的未來發展目標，計劃到 2030 年將儲能 平準化成本降至$0.03-0.05/kWh，將儲能系統成本降至$200 /kWh。

美國表前儲能市場收益方式主要有能量市場、電力輔助服務、峰谷套利和輸配電價。1）儲能參與 能量市場，通過日前和實時市場競價，獲得出清收益。2）儲能參與電力輔助服務，主要市場化運 營調頻、備用、黑啟動等，其中調頻和備用可以通過日前市場和實時市場進行競價，最終根據實際 出清價格獲得收益，黑啟動主要通過簽訂長期協議。3）峰谷套利：目前美國峰谷價差較大，在 0.1- 0.2 美元/kWh 之間，且有著逐年拉大的趨勢，儲能項目可以通過在谷電價時充電，峰電價時放電獲取收益。4）另外與國內市場不同的是，美國大多大型電力公司均為發輸配售一體化，部分儲能 成本可以通過輸配電價傳送到用戶端。市場將電量與調頻、備用聯合出清，終端需按照輔助服務負 荷占總負荷的比例購買相應服務，將電力現貨與輔助市場聯系起來，將成本傳遞到用戶端，可以獲 得輸配電價、輔助服務、備用的收益。

加州定義三個儲能資源模型準入市場：代理需求響應資源（PDR）、分布式能源（DER）和非發電 資源（NGR），主要以 NGR 模式參與。加州是美國一個較為成熟的電力市場，它是美國儲能能量 規模最大的州，占到已投運項目 44%的能量規模和 18%的功率規模。加州儲能以提供能量服務為 主，應用領域多樣化。CAISO 儲能項目的平均功率規模為 5MW，平均儲能充放電時長為 4 小時。目前加州 62%的儲能裝機規模是由 SCE 和 SDG&E 等公共事業公司采購和應用的，主要解決儲氣 庫泄漏帶來的供電穩定性問題，滿足 CPUC 發電資源至少提供 4 小時備用容量的要求。

不同的儲能系統可以根據自身的容量、儲能市場、功能特性等選擇特定的模式。DER 模式為小型 儲能系統通過聚合的形式形成一個虛擬節點，參與電力市場，但由于涉及輸配電，且每個系統都需 要配置監控與遙測設備，導致成本較高，占比較少。目前加州主要采用 NGR 模式，是儲能主要的 收益來源，定義為“具有連續運行區間，既可以發電又可以耗電的資源”。為促進儲能在電力市場 的靈活使用，加州制定了專門的調頻能量管理方案(REM)，允許儲能資源參與雙邊容量市場，電能 量市場和輔助服務市場。PDR 模式以需求側為主，根據價格信號調整出力，主要應用于能量市場 和備用市場。

據測算，目前美國市場光伏+儲能項目，利用儲能參與調頻服務，項目 IRR 超過 5%，具有經濟性。 根據 DOE 的數據，發電側光儲系統 100MW 光伏配備 60MW/4h 儲能系統投資成本為 18600 萬美 元，約 70%為設備費用，其中 ITC 政策可以補貼設備部分的 26%。工作年限 20 年，光伏首年發 電量約 20 萬 MWh，首年利用小時數為 2000h，光伏組件衰減系數 0.01，儲能年衰減系數為 0.01。光伏多發電量存儲與儲能系統中，儲能系統參與調頻市場獲得收益，光伏發電通過電力市場批發價 格獲得收益。

其中，調頻收益分為容量收益和調頻里程收益，電力價格采用平均電力批發價格。維 護費用按照前十年每年 1%，后十年每年 2%。20 年后殘值率為 5%。電站配備 5 名員工，年平均 工資 10 萬美元，每年提高 5%。通過經濟性測算得，項目 IRR 為 4.8%，投資回收期 12.37 年。即 使在無補貼的情況下，當成本下降幅度超過 20%時，IRR 超過 5%。隨著未來光儲電站的持續降 本，經濟性會得到進一步的提高。

表前市場空間預計 2025 年達到 25.3GWh

表前市場增長來自新能源+儲能和獨立儲能電站參與電力輔助服務。在新能源發電配置儲能的市場， 考慮到光伏發電的波動性為日內波動，風電波動多為季節性波動，光伏配置短時儲能的適配度更高， 對光伏+儲能和風電+儲能按照不同的配置比例預測。我們按照光伏配儲能當期配比 8%儲能時長 2 小時，遠期配比 20%儲能時長 3.5 小時來估算，風電配儲能按照配比 3%儲能市場 2 小時，遠期配 比 15%儲能市場 3.5 小時估算。我們預測，美國 2025 年新能源發電配套儲能電站新增裝機容量為 19.3GWh，其中光伏配套 12.61GWh，風電配套 6.7GWh。

對于獨立儲能電站，主要參與電力輔助服務市場，提供調峰、調頻、黑啟動等服務。根據最大用電 負荷推測電力市場的調頻容量需求，儲能在調頻市場的滲透率由 2%提升至 20%，預計 2025 年調 頻儲能新增容量 0.7GWh。根據日發電量推測電力市場的調峰容量需求，預計 2025 年調峰儲能新 增容量 5.3GWh。

表后市場安裝于家庭和工商業用戶側，發展迅速

表后市場對應于安裝在戶用和工商業的儲能容量。根據 BNEF 統計，電化學儲能中，2020 年表后 市場新增 209MW，其中新增戶用裝機 154MW，同比增加 63%，裝機占比 15%；工商業 2020 年 新增裝機 55MW，同比降低 24%，裝機占比 5%。美國工商業電價低于居民電價，表后市場由戶用 和工商業儲能共同組成，其中工業儲能較少。目前來看，表后儲能基本與光伏發電捆綁安裝，白天 陽光充足，可以自發自用，多余的電量可以儲存下來夜晚使用。另外，峰谷套利，即谷電價充電， 峰電價放電模式，也降低了綜合用電成本。

美國表后市場戶用和商業市場較大，加州外以戶用為主。目前最大的表后市場位于加州，根據 EIA 統計，截至 2019 年加州累計裝機容量 326MW，占據全美裝機容量的 86%，其中 40%用于商業 區域，32%用于住宅區域，14%用于工業區域。2019 年夏威夷 22MW，其中 18MW 用于住宅區 域，4MW 用于商業區域，德克薩斯 5MW，其中 4.6MW 用于住宅區，亞利桑那州 5MW，其中 4.6MW 用于住宅區。

用電可靠性需求和經濟性驅動表后市場發展

電網不穩定和經濟性利好造就了表后市場的快速發展。一方面得益于美國稅收政策的激勵，安裝儲 能能夠獲得一定數額的稅收抵免，降低了儲能的投資成本，同時儲能本身成本的降低、峰谷價差的逐漸拉大、光儲系統自發自用等，都大大提高了安裝儲能的經濟性。另外，由于美國電網系統相對 獨立，不能跨區進行大規模調度，且超過 70%的部分已經建成 25 年以上，系統老化明顯，出現了 供電不穩定、高峰輸電阻塞、難以抵抗極端天氣等問題，疊加 2021 年疫情和暴風雪疊加造成的德 州大面積長時間停電的影響，居民提升用電可靠性的需求大幅提高，戶用儲能需求也隨之大幅提升。

家庭安裝光儲系統可以獲得明顯的經濟收益。根據伯克利實驗室的統計，截至 2020 年表后側安裝 儲能容量約為 1000MW，其中 550MW 與太陽能光伏配對。目前絕大多數戶用儲能與光伏配對 （80%），非住宅儲能只有 40%與光伏共建。美國戶用光儲共建比例最高的是夏威夷州，其次是 加州。電化學儲能系統的成本逐年下降，目前光儲系統的成本在$5/W，聯邦范圍內安裝光儲系統 可以獲得 ITC 稅收減免 30%，亞利桑那州、加州等提供額外的光儲系統退稅，用戶可以通過峰谷 套利、自發自用等方式節省用電費用。光儲系統使用 5-10 年之后可以回收部分成本。綜合計算后 系統可以獲得$500-1000/kWh 的經濟收益。

根據 BNEF 統計，戶用儲能系統費用在$684/kWh 左右，美國目前最常用的為 13.5kWh，假設安 裝一套戶用儲能 7kW 時長為 2h 的系統。根據 SEIA，戶用光伏系統硬件和安裝費用$2930/kW， 一套戶用 4kW 的光伏系統價格為$11720。對于一個加州典型家庭，假設安裝光儲系統 ITC 補貼26%，SGIP 補貼$200/kWh，SASH（單戶家庭可負擔的太陽能計劃）補貼$2000。根據 EIA 統計， 美國 2020 年人均每月用電量約為 369kWh。一家四口年用電量為 17712kWh。

根據 Alectra Utilities 提供的電力分時價格計劃，采用峰谷平電價，見下表。每日早 11:00 至下午 5:00 為用電高峰期，電價$0.17/kWh，晚 7:00 至次日早 7:0 為谷電價$0.082/kWh，其余時間為平 電價。工作日每日高峰時期用電量占總用電量的 20%，平電價占 50%，谷電價占 30%。美國每年 法定節假日 12.5 天，一年周末 52 個，合計 116.5 天，工作日 248.5 天。光伏和儲能設備維護費用 按照每年 1%計算。我們選擇四個基本情景：不安裝光伏或儲能、安裝光伏、安裝儲能及安裝光儲 系統。

根據計算結果，十年里，四種情景下光儲系統的每年電費比不安裝光伏和儲能系統低 59%；安裝 光伏比不安裝低 38%；由于美國居民用電量高，且峰谷價差大，安裝儲能的年用電費也比不安裝 低 12%。綜合設備成本、設備維護費用及電費來看，相比于不安裝的情景，在全壽命周期內，安裝 光儲及單獨安裝光伏都具備一定的經濟性，單獨安裝光伏的累計成本為$23918.93，安裝光儲系統 的累計成本為$22422.01。使用時間超過 8 年，安裝光儲系統相比于其他方案跟節約成本。

即使在 2024 年 ITC 政策失效后，在當前成本的情景下，全壽命周期內安裝光伏或安裝光儲系統的 累計成本與不安裝的成本相近。但安裝光儲系統后，儲能可以作為備用電源提供用電保障，因此， 價值更高。

隨著未來光伏和儲能設備的降價，將會增加進一步增加安裝設備的經濟性。我們測算了光伏系統和 儲能系統價格下降對于光儲系統 IRR 的影響。結果發現，以當前的價格為基礎，根據 BNEF 統計， 目前戶用儲能系統費用在$684/kW 左右；根據SEIA，目前戶用光伏系統硬件和安裝費用$2930/kW， 當光伏系統和儲能系統的價格下降幅度超過 10%后，家用光儲系統 IRR 將高于 10%，具有明顯的 經濟性。

表后市場空間預計 2025 年達到 27.5GWh

根據 SEIA 統計，2020 年美國居民和社區光伏新增裝機共 3.1GW，2025 年達到 5.4GW。根據 SEIA 的預測，戶用新增光伏裝機配置儲能的比例將由 2019 年的 3.9%提升至 2025 年的 24%。我 們預計 2025 年戶用光伏+儲能新增裝機中儲能設備新增裝機容量將達到 3.34GWh。在存量戶用光 伏裝機中儲能的滲透率也將逐漸提升，存量用戶為已安裝的戶用光伏配置儲能設備，我們預計 2025年戶用光伏+儲能存量裝機中儲能設備裝機容量將達到 7.87GWh。2025 年，預計整體戶用儲能容 量空間達 11.2GWh.

根據 SEIA 預測，美國工商業用戶中新增光伏裝機 2020 年的 1.43GW 提升至 2025 年的 2.15GW。測算得到 2025 年新增的工商業光伏配置儲能的達 2.06GWh。在存量工商業光伏裝機中，儲能滲 透率由 2%提升至 2025 年的 12%，配置儲能的容量達到 11.38GWh。另外有部分工商業用戶單獨 配置儲能，2025 年市場容量為 2.85GWh。因此，2025 年工商業用戶側新增儲能容量為 16.3GWh。

綜合以上對于市場空間的估計，我們預計未來五年美國儲能市場將會迎來快速擴增階段，2025 年 美國儲能新增裝機容量需求為52.8GWh，未來五年累計新增147.7GWh，五年復合增長率37.5%。美國市場主要增長動力來自表后應 用的高速增長，家庭用戶 2025 年在全部新增裝機容量中占比 21.2%，復合增長率 46.1%；工商業 用戶 2025 年在全部新增裝機容量中占比 30.9%，復合增長率 40.7%。此外，電網側調頻需求帶來 的儲能增長雖然占比空間不大，但增速高，年均復合增長率達到 83.5%。

4 風險提示

儲能需求不及預期。目前儲能市場增速較快，但受政策影響大，政策變化、補貼退坡等因素 將影響儲能需求。

儲能技術迭代不及預期。目前儲能技術路線多樣，以鋰電池儲能為主，需要關注技術發展趨 勢，如鈉離子電池、固態電池等的發展，對行業格局有潛在影響。

成本下降不及預期。儲能系統的經濟性依賴于成本進一步降低，若成本下降不及預期，可能 影響下游對配置儲能的接受度，影響市場空間。