美国户用储能市场现状及驱动因素分析

户储市场爆发在即，加州为主要市场。

美国储能市场增长迅速，目前装机以表前为主。2021 年，美国储能新增装机 3.5GW/10.5GWh，2016-2021 年复合增速(GWh) 达 96.5%。美国储能装机以表前装机（电源侧、电网侧大型储能）为主，表前装机占 2021 年全美装机容量的 79%，用于调 峰、调频等应用。

美国户储装机增长迅速，光伏配储渗透率大幅提高。根据 USITC 数据，2020 年美国户用储能装机 235MW/540MWh，对应 2017-2020 年复合增速分别为 162%/165%。美国户储系统在光伏系统中的渗透率快速提升，EnergySage 调查表明，2021 年全美光伏安装商（包括户用和非户用）新安装的光伏系统中，有 28%配备了储能系统，远高于 2017 年的7%；上述安装 商在 2021 年接待的光伏潜在客户中，已有50%对储能表现出兴趣，而 2022 年上半年，对配储感兴趣的客户进一步飙升到 68%。随着美国户用光伏系统的进一步发展，户储装机仍存在广阔的增长空间。Wood Mackenzie认为，随着户储系统加速 发展，到 2023 年美国有望接棒欧洲，成为全球最大的户储市场，占据全球户储市场空间的 43%。

现阶段，加州是美国户储最大市场。从户储装机的地区结构来看，2020 年，加利福尼亚州是美国最大的户储市场，户储装 机量占全国的 57%；夏威夷是第二大市场，装机量占全国的 16%。加州户储领先全美的原因，一方面在于该州太阳能资源 优越，光伏装机量居全国首位，为户储配置提供了空间；另一方面，该州发布的自发电激励计划（SGIP）对户储装机形成 了有效激励，后文将进一步探讨。

“节省电费”和“保障用电”，是美国户储用户装机最重要的两个考量因素。EnergySage 调研了消费者关注储能系统（询 价或购买）的主要原因，2022 年上半年，44%消费者将“节省电费”作为首要考量因素，而 33%消费者将“提供备用电源” 作为首要考量因素。由于美国存在电价高昂和电网稳定性差等问题，“节省电费”和“提供备用电源/保障用电稳定性 （Resilience）”一直是用户考虑户储系统的前两大原因。除了前两个因素外，用户配储的动力还包括“提高自发自用率”、 “完全脱离电网依赖”等。

美国电网设施老旧，加之极端天气影响，导致断电事故频发，保障用电成为储能配置的重要诉求。 美国电力基础设施承受极端天气扰动的能力有限。美国电力基础设施始建于 20 世纪初，输配电线路中有较大比例已达 到使用寿命，可靠性大受影响。电网老化和可再生能源并网扰动下，电网对冲击的响应能力不足，更容易在极端天气 下产生断电事故。 美国电网系统由三个独立运行的部分构成，电网间可调度容量有限。美国电网系统由东部互联、西部互联和德州电力 可靠性委员会三个部分组成。三大系统基本独立运行，三大电网间电力传输有限，发生事故后跨电网获取电力的难度 大，导致断电后需要较长时间恢复。 与此同时，全球气候变暖趋势下，美国野火、龙卷风等极端天气现象较从前更为频繁，导致断电事故频发。根据 EIA 数据， 2020 年美国电力用户年人均断电时长达 8h。DOE 统计数据显示，2021 年全美由极端天气导致的大型停电事故（单次影响 范围 5 万人以上）接近 150 起。在电网独立运营的用电大省德州，以及野火频发的加州，极端天气导致的停电事故尤为频 繁，2019 年至 2021 年由天气导致的停电事故分别约 80 起和 44 起。在发生断电时提供储备电源，保障用电，成为美国用 户安装储能系统的重要动力之一。

节省电费是用户配储的重要动力，净计量退出、分时电价等机制下，储能系统逐渐显现经济性。 净计量退出：分布式光伏仅在白天发电，但家庭用户的用电高峰在夜间，发电和用电时间不匹配，配置储能可以帮助 用户将白天多发的电储存起来，供夜间使用。净计量政策退出后，用户用电价格高于售电价格，用户有动力配置储能 增大自用比例。 分时电价：用户在一天中不同时间用电电价不同、存在峰谷价的情况下，储能系统可以在低谷时段通过电网或自用光 伏电池板充电，高峰时段放电供负载使用，从而避免在高峰时段从电网用电，有效节省电费。

目前美国大多数州实行净计量政策，但已呈现退出趋势，户储在净计量退出的州发展迅速。根据DSIRE（可再生能源激励 数据库）数据，截至 2022 年 3 月底： 美国 33 个州名义上强制使用净计量政策，但具体规定余电可获补偿的时长、额度、上限等存在区别，不全是绝对意义 的“净计量”，用户仍可能存在配储的动力； 加州等 5 个州正在探索过渡至净计量之外的政策（如净计费），逐步退出补贴； 夏威夷等 7 个州采用非净计量的政策（主要为净计费政策）； 德克萨斯州和爱荷华州 2 个州没有强制净计量政策。 结合前文数据，非净计量的加州、夏威夷州已成为美国户储装机主要市场，引领美国户储增长；随着各州净计量政策逐步退 出，美国户储市场空间有望进一步打开。

部分州用户强制或可选分时电价机制，用户可通过配储进一步降低用电成本。分时电价（Time of Use，TOU），是根据用电 的不同时间采取不同费率的定价方案。目前，美国大多数地区，分时电价是一种可选的计划，用户可根据自身需求与公用事 业公司签约，采用固定电价或分时电价向其购电；加州现行政策强制户用光伏用户使用分时电价计划；亚利桑那州，伊利诺 伊州，马里兰州，密西西比州和纽约州则正在推进分时电价计划。

对于公用事业公司而言，分时电价有一定可取之处：一方面，用电高峰时段，电网需要通过额外火电机组供电或向外 购电，供电成本上升，分时电价有助于向用户传导这部分成本，保障其利润空间；另一方面，随着分布式光伏装机量 上升，用户发电和用电时间的不匹配会导致用电净需求量形成“鸭形曲线”，对电网形成冲击，分时电价可以鼓励用户 自发错峰用电，降低电网调度压力。

对于用户而言，分时电价可为其提供通过电池储能进一步减少用电成本的机会。用户可以通过储能、负荷管理（例如 定时使用洗衣机等电器）等方式，尽可能地多使用谷价电，进一步降低用电成本。例如，南加州爱迪生公司目前为安装户储电池的电力用户提供特殊的分时电价计划“TOU Prime”，用户低谷用电价仅$0.15/kWh，比该公司其他计划中 的最低价格还便宜 5 美分，这使得月用电量 1000 度的用户每月可节省 50 美元电费，经济性优良。 随着分时电价机制推广，用户有望通过配储实现电费节约，同时公用事业公司也可降低电网调度负担，呈现双赢。因此，分 时电价有望成为户用储能的又一经济性驱动因素。

联邦和各州提供补贴政策，成为配储“临门一脚”。根据 EnergySage 2021 年对储能安装商的调研，初始投资成本过高是其 销售储能系统的最主要阻碍因素。2022 年 8 月联邦“降低通胀法案”（IRA）加大了储能系统可获得的免税额度，加之各州 层面提供的补贴政策，有望大幅降低户储初始投资金额，鼓励用户作出储能系统投资决策，成为配储的“临门一脚”。

IRA 允许储能独立获得免税，并延长了投资税收抵免期限，大幅利好户储建设。清洁能源投资税收抵免(ITC)是美国长 期采用的新能源鼓励政策，安装可再生能源设施的主体可获得税收抵免，降低初始投资金额。根据先前规定，2020 年 至 2022 年安装的太阳能系统的税收抵免上限为 26%，2023 年安装的系统为 22%；储能系统作为光伏系统的一部分获 得税收抵免，要求每年 70%以上时间与光伏阵列直接连接，单独的储能系统无法获得税收抵免。IRA 将 ITC 期限延长 10 年，税收减免额度提升到 30%，且允许 3 kWh 以上的储能系统独立获得 ITC，对储能的激励加大。

以加州为例，地方政策激励进一步驱动户用储能发展。加州自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program，SGIP) 启动于 2001 年，是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。2011 年开始，SGIP 将储能纳入支持范围。现 行的 SGIP 政策中，户用储能用户可获得每 kWh 200 美元的补贴。 以 13.5kWh 的特斯拉Power Wall 为例，EnergySage 测算，安装特斯拉 PowerWall储能系统的总投资在 1.17-1.47 万美元， 根据 2021 年 6 月标准，ITC 可抵扣 3040-3820 美元（当时补贴比例为 26%，现行 30%政策下可获得更多），SGIP 可抵扣 2700 美元，两政策叠加可抵免 40-55%的投资成本，为户用储能提供强劲动力。

以加州为例，户用光储系统在美国也将逐步产生优良经济性，补贴政策对经济性的推动作用明显。我们测算了在加州安装户 用光储系统的经济性，主要假设如下：参考 Berkeley lab 2020 年数据，我们假设户用光伏平均规模 8kW，储能主要为 5 kW/13.5 kWh的特斯拉Power Wall； 系统发电量和自用比例假设与前文一致；用户年均用电量高于欧洲，约为 10000kWh。 根据前文分时电价的讨论，我们假设无光储系统的家庭用户购电价格为加州平均家庭电价（$0.27/kWh,2022.7 数据）， 纯光伏系统家庭用户购电时高峰占比更高，均价略高（$0.30/kWh），光储用户则可以在谷时购电（$0.15/kWh）。 采用加州 NEM 3.0 议案中提出的上网电价水平，约在$0.06/kWh。 在上述假设下，户用光储系统的投资回收期约 5.49 年，20 年使用周期的 IRR 为 15%；存在 SGIP 补贴的情况下，则投资 回收期进一步缩短至 4.26 年，20 年 IRR 提升至 22%，经济性显著提升。