全球储能市场增长，中美市场持续

根据WoodMackenzie发布的《2H 2022Energy Storage Market Outlook》，不同区域总储能容量增加规模因地区而异，其中中国、美国储能异军突起，合计占比超50%，有可能引领世界储能新增么？从总体规模上看，2030年当年新增装机预期超过70GW，由此可见在未来可再生能源发展，能源结构不断转换的预期之下，世界各国对于储能的日趋重视。预计2025年，按电力输出的全球累计总容量将达到近150GW，而一直到2030年，受益于中美欧及其他地区储能需求，储能系统的容量可能增长15倍，达到411GW。

以下数据仅供参考：

1. 排放

电力行业的能源转型正在顺利进行，全球电力部门的排放量很可能在 2022 年达到峰值。为了保持在净零排放的轨道上，所有行业的排放量都需要立即达到峰值并开始快速下降。

在净零情景中，运输部门的排放量将在2024年达到峰值，并迅速下降，特别是由于道路运输的电气化。工业部门的排放量已经趋于平稳，然后在2030年开始急剧下降。建筑业的排放量已经远低于工业或运输业的排放量，从今年的峰值开始相对缓慢地下降。相比之下，在经济转型情景（ETS）中，到2050年，工业和建筑的排放量都会增加，尽管速度缓慢。

2. 碳预算

我们的模型显示，虽然到2050年将全球气温上升限制在1.5摄氏度的途径看起来越来越遥不可及，但在我们的净零情景中，仍有合理的途径将升温控制在1.77摄氏度以内。即便如此，能源部门也需要一场革命，以增加势头并加速减排。

我们的模型表明，到2030年，排放量需要下降30%，到2040年，排放量每年需要下降6%。如果实现，这种有序的过渡将在2050年实现零排放，并实现《巴黎协定》的目标，到2050年气候变化达到1.77摄氏度，而不会超过2050年后或产生净负排放的需求。相比之下，我们的经济转型情景中的排放量平均每年下降0.9%，导致排放量与本世纪末2.6摄氏度的变暖轨迹一致。

3. 减排

在我们的净零情景中，将发电从化石燃料转向清洁能源是全球减排的最大贡献者，占 2022-50 年期间减少的所有排放量的一半。这包括用风能、太阳能、其他可再生能源和核能取代有增无减的化石燃料。运输和工业流程、建筑和供热的电气化 - 使用越来越低碳的电力 - 是第二大贡献者，在此期间减少了约四分之一的总排放量。从绝对值来看，氢也是一个相当大的贡献者，尽管相对而言要小得多，约占减少量的6%。

从2030年代初开始，CCS变得越来越重要，因为难以减排的部门正在得到解决，并且未减排的化石燃料工厂正在用该技术进行改造。CCS占情景期间减少的所有排放量的11%。

4. 一次能源

在我们的净零情景中，石油、天然气和煤炭消费几乎都会立即达到峰值，如果它们还没有这样做的话。在这种情况下，全球煤炭需求在 2022 年达到峰值，天然气需求在 2021 年达到峰值，石油需求在 Covid-19 大流行之前的 2019 年达到峰值。对于石油和天然气来说，这与我们的经济转型情景中的轨迹明显背离。

5. 最终用途部门

净零情景中的最终能源使用对每个行业都有非常不同的情况。这是由于几个因素造成的，但首先是运输、工业过程和热量的电气化。

6. 电气化

到本世纪中叶实现净零排放需要大幅增加全球发电量。能源转型情景需要在2050年发电46，000太瓦时，几乎是今天的两倍。然而，净零情景需要超过 80，000 太瓦时的发电量，是今天的三倍多。

氢的电力需求在经济转型情景中微不足道，到本世纪中叶，在净零情景中每年接近23，000TWh，因为我们假设88%的氢气生产是通过并网电解槽实现的。这使得氢成为2050年全球最大的电力需求来源，相当于2020年的全球总需求。

7. 低碳电力系统

除了大幅增加总发电量外，净零情景还需要对生产结构进行重大改变。这不是经济转型情景的演变 - 它实际上是一个完全不同的电力系统。

实现净零排放将导致化石燃料发电在没有碳捕获和储存的情况下几乎为零;它还需要更多的核能发电，甚至需要更多的风能和太阳能。在净零情景中，风能和太阳能占总发电量的四分之三以上。

8. CCS和氢气

碳捕获和储存以及氢气成为深度脱碳的主要技术，广泛应用于工业、电力、建筑和运输。我们估计，到2050年，每年需要捕获约70亿吨二氧化碳，相当于今天欧洲、中国和印度电力部门排放量的总和。到2050年，氢气产量将增加到每年5亿公吨，比今天的水平增加五倍。

9. 深度脱碳的必要性

净零转型仍处于起步阶段。这些关键技术中的每一项仍然处于所需规模的一小部分。今天，2050年所需的核电容量已经存在40%以上，但安装所需的风能和太阳能总量不到10%，实际上没有所需的热泵，氢电解槽或CCS容量。

也就是说，目前存在的四种技术（电动汽车、风能、太阳能和核能）所需的爬坡速率非常不同。这些技术中的每一项都达到了比今天水平高得多的年度峰值部署。电动汽车销量需要增加五倍，从每年不到1100万辆增加到5500万辆，以实现净零目标并满足行业碳预算。太阳能装置将需要增加三倍以上，风能装置将需要增加六倍。

10. 投资

实现净零排放是一个数万亿的投资机会，但要保持正轨，就需要从化石燃料投资转向。为了在净零情景中保持正轨，这意味着到2050年，化石能源供应每投资一美元，就有近五美元投资于低碳供应。

1.2 美国储能高速发展，每季度安装GW级储能容量

2020年开始，美国储能市场进入高速增长期。2020年及2021年美国储能装机量分别达到3529/10499MW，增长率237%/198%。根据WoodMackenzie与美国清洁能源 协会联合发布的研究报告《US Energy StorageMonitor》，2022年上半年，美国储能市场装机容量2305MW/5917MWh，其中22Q2电网级储能安装容量达到1,170 MW/2,608 MWh，是有史以来第二季度的最高装机容量。

美国市场每季度储能安装容量（MWh）

2016-2021美国市场年度储能新增装机量（MWh）

美国储能市场区域分化明显，主要集中在加州、德州两地。截止2021年，美国加州储能装机量2339.1MW，占比44%；德州储能装机量797.4MW，占比15%。我们认为，加州、德州的高速发展主要和其电力基础设施不稳定、政策激励明显等因素有关，后文会进行详细阐述。

各州并网储能项目数量

美国每年新增储能装机量

按应用场景分类来看，美国储能以表前（发电侧、电网侧）为主，22H1贡献80%以上的份额。目前美国市场由于电力市场化，各电网系统相对独立，难以进行大规模的跨区调度，所以需要电力辅助服务来帮助完成消纳，表前储能装机量大增。户用储能21年装机393MWh，虽然占比较小，但尚处于早期阶段，后续增速将加快。

2022H1美国储能装机（按应用场景分类）（MWh）

按技术类型来看，项目结构多元，电化学储能项目数量多，抽水蓄能装机规模大。目前关键储能技术包括抽水蓄能(PHS)、压缩空气蓄能(CAES)、先进电池蓄能(ABES)、飞轮蓄能(FES)、热能蓄能(TES)和氢能蓄能(HES)等。从项目数量上看，目前美国储能项目按技术类型分，电化学项目约占总数64%，而热储能数量占25%，抽水蓄能及电机械储能约占10%。从装机规模上看，抽水蓄能占总装机92%，约为27GW，其余则规模均不足1GW。

2021年美国储能项目的技术类型

1.3 市场渗透率提速在即，预计大储/户储21-25年CAGR为94%/86%

经测算，预计22-25年美国新增光伏+风电装机50.22、57.83、70.79、89.75GWh，对应充放电时长2、2、2.5、2.5、3h，储能渗透率10%、12%、18%、25%、32%，储能配比45%、50%、55%、60%、65%，测算得到增量发电装机对应储能安装量分别为6.03、14.31、26.55、56.00GWh；预计22-25年美国存量未配储光伏+风电装机66.33、106.13、148.58、193.15GWh，对应充放电时长2、2、2.5、2.5、3h，储能渗透率5%、5%、7%、8%、10%，测算得到增量发电装机对应储能安装量分别为6.63、18.57、29.72、57.95GWh。预计美国市场25年储能合计装机将达到113.95GWh，21-25年CAGR高达94%。

美国大储装机量预测

户储方面，预计22-25年美国新增户用光伏装机分别为4、5、8、11、16GW，新增户用光伏配储渗透率分别为17.4%、21.7%、27.7%、32.6%，对应新增户储装机分别为2、4、7、12GWh，21-25年CAGR高达86%。

美国户储装机量预测

2.美国储能爆发驱动因素

2.1 电力系统稳定性差

美国电力 (92.700, 0.040, 0.04%)系统供电稳定性较差，遇到极端天气容易造成供电系统无法正常运转，因此需要依靠储能来解决电力系统运行的安全性问题。电力系统供电稳定性较差主要原因有以下几方面：

1）美国电网的私有化。1998年，美国政府放开零售电价，美国电价开始由市场决定。于是众多利益集团涌入，私营企业各自为政。在遭遇极端天气时，这些企业想到的不是努力维持电力的供应，而是坐地起价，极大限制了电力系统的发展。

2）美国三大电网系统相对独立。美国目前主要由三大电网集团组成：东部联合电网、西部联合电网以及德州电网。由于美国特高压技术没有实现普遍化的应用，同时距离太远、损耗太大，电网集团都不愿意在州与州之间进行电力输送，所以各自为营，难以进行大规模的跨区调度。

3）电网系统的陈旧与杂乱。由于美国电网开始布局时代较为久远，线路布局较为复杂。而在电力私有化背景下，各企业不愿意投入过多资金升级和维护电网系统，导致了设备的逐渐老化，遇上稍微极端一点的天气就容易出现停电事故。

美国三大电网分布

2.2 电价高企、峰谷价差拉大，新能源并网加速

近年美国居民电价高企，从21年初的12.69美分/KWh一直上涨至22年11月的15.19美分/KWh，涨幅19.7%。同时，大多数地区由于电力市场自由化，电价差较大，例如美国加州地区电价差可达0.15美元/度电，假设15度电家储，则一年经济性收益约有800美元，叠加储能补贴，极大拉动家储需求。

美国居民电价

夏季美国南加州电价

峰谷电价价差拉大，也促进了风电、光伏发电等新能源的加快发展。截止2021年，美国风电渗透率9%、光伏渗透率3%，渗透加速，后续仍有广阔成长空间。而新能源并网带来的“双峰”、“双高”、“双侧随机性”问题也对电力系统安全性提出了挑战，拉动对新型储能的需求。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，其中电化学储能响应速度快、功率及能量密度大、动态性能好，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，避免电压波动、频率不稳定等问题，能够确保电网稳定运行。

1949-2021年美国发电结构占比变化

2.3 IRA法案税收抵免政策

2.3.1户用ITC延期10年，独立储能也可获得30%ITC

2005年美国通过了太阳能ITC政策（30%投资税收抵免），并提出ITC于2016年12月31日到期后将从30％下降至26％，到2021年，将进一步降至22％。到2022年，大型公共事业项目和商业项目抵免额将为10％，住宅项目将不会获得税收抵免。2016年，国会将30%的ITC政策延期一年，之后又延期两年。自2020年1月1日起，ITC的税收减免将开始逐渐下降。2020年的税收抵免额为26%，2021年1月1日起将降至22%。2020年，国会再次将太阳能投资税收抵免（ITC）延长两年。对于2021年和2022年开工建设的项目，太阳能投资税收抵免将保持在26%，但在2023年将降至22%，而商业项目则将在2024年降至10%。

IRA出台前，ITC政策为2022 年开始建设并在 2025 年底之前上线的光伏项目有资格获得 26% 的抵免，2023 年开工并在 2025 年底前上线的项目获得 22%，2023年后开始建设的项目获得 10%。独立储能不能获得抵免。

IRA出台后，与光伏连接的储能系统个人所得税抵免延期十年，并从26%提高到 30%，至2033 年开始下降到 26%。另外，容量至少为 3KWh的独立储能系统也有资格获得ITC抵免。

IRA关于户储ITC的变化

2.3.2商业项目ITC高达30-70%，独立储能也可获得同等ITC补贴

对于商业项目，IRA出台前，22/23年ITC为26%/22%，24年开始为10%，且独立储能不获得抵免。IRA出台后，5KWh以上的独立储能也可享受ITC抵免。

IRA关于商业项目ITC的变化

IRA中的ITC抵免分为基础抵免和额外抵免。

基础抵免：对1MW以下的项目，基础ITC为30%。对1MW以上的项目，基础ITC为6%，如果满足现行工资与学徒要求，抵免额将为现有值的5倍，达到30%。

额外抵免：额外抵免主要包括本土制造、能源社区、低收入三种情况，在满足现行工资与学徒要求的情况下，三种情况分别为：①本土制造：满足100%使用美国钢铁 ，美国本土制造占比超40%（23年以后逐年提升5%至27年的55%）的条件，将增加10%抵免。②能源社区：如果项目位于能源社区，将增加10%抵免。③低收入：最大净输出功率低于5MW，在低收入社区或印第安区域，可获得10%的增加额；最大净输出功率低于5MW，符合要求的低收入住宅建筑项目或低收入经济效益项目的一部分，可获得20%的增加额。

商业项目ITC

在IRA下，满足条件的项目可选择ITC或PTC，其中独立储能只适用ITC。PTC的额外抵免的要求和ITC一致。ITC 是在项目投入使用的那一年一次性提供 30% 的抵免，而PTC 可以在 10 年信用期内每年以一定金额申请，金额由美国国税局根据通货膨胀进行调整，下表中2023-2035年假设年通货膨胀率2%。

商业项目PTC

2.3.3太阳能制造激励

从太阳能组件到逆变器、跟踪支架在内，IRA包括了对多种太阳能部件的制造税收抵免。SEIA表示，IRA中的税收抵免会推动30GW美国太阳能组件新产能。

太阳能制造激励

2.3.4可转让税收抵免额度大力刺激了投资

包括PTC和ITC在内，IRA允许2022年之后转让税收抵免额度。过去只有少数银行和保险公司有足够的资金来资助大型太阳能项目。可转让税收抵免这一新规定可以使个人通过投资基金和其他机制为太阳能项目融资，意味着无法从大银行获得融资的小型项目可以由个人提供资金。

对非营利组织和政府实体的直接支付。IRA将直接付款给非营利组织、其他社区组织、农村电力合作社、美国原住民部落、学校系统、州和地方政府单位、田纳西流域管理局和其他实体。IRA出台前，非营利组织通常必须与税收权益实体合作才能负担太阳能项目。税收权益合伙人拥有这些系统，并通过购电协议获得税收优惠。而一些拥有小型或利润较低的太阳能项目的组织可能根本无法找到税收权益合作伙伴。直接支付可以将太阳能带给更多不纳税组织。

受益于政策推动，光伏、风电、储能迅速发展。美国政府以《通货膨胀削减法案》（IRA）的形式通过了雄心勃勃的气候法案，对风电、光伏和储能提供重大支持。据BNEF推测，受益于IRA法案，从2022年到2030年，美国将额外增加20GW/78GWh的储能建设。其中德州新增8.9GW，加州新增6.5GW。预计到2030年，美国累计储能装机容量将达到112GW/396GWh。

2022-2030 IRA所引致的额外储能建设前后对比

2.4 加州：自我发电激励计划(SGIP)

通过SGIP，居住在火灾风险区并满足其他资格要求的加州人可以获得高达项目总成本100% 的电池存储退还款。SGIP由CPUC运营，为在家中安装电池储能装置提供退还款。SGIP退还款作为项目安装后的补偿，适用于电池储能项目的设备和安装成本，独立储能和光伏配套储能均可获得。大部分加州人可获得15-20% 的SGIP 退还款，但有人有资格获得覆盖电池存储成本85% 甚至100% 的退还款。

SGIP 退还款有三种，分别为General Market、Equity、Equity Resiliency。奖励金额从每KWh电池150-1,000 美元不等。假设电池存储成本为 1,000 美元/KWh（包括安装成本），相当于退还款在15-100%，较高的电池存储退还款是为低收入、医疗弱势和处于火灾风险中的社区保留的，因此有更严格的资格要求。

General Market：所有住宅用户都可获得，每安装1KWh电池存储获得150-200 美元退还款（约15-20% 的退还款）。

Equity：专为低收入社区提供，每安装1KWh电池存储 850 美元退还款（约 85% 的退还款）。主要有三种情况，居住在符合条件的低收入单户或多户住房中，之前有资格获得SASH、DAC-SASH、SOMAH或MASH低收入太阳能计划激励，或者是住在印第安区域。第一种情况中，单户住宅如果受到转售限制，则有资格获得该退还款。多户住宅，如果是有至少5个出租房有契据限制的低收入住宅，或者位于弱势社区，或至少80%的家庭收入等于或低于该地区收入中位数的 60%，则有资格获得该退还款。第二种情况，如果该住宅或公寓已经符合以下其中一项低收入太阳能计划的资格，则有资格获得SGIP equity退还款：单户可负担太阳能房屋(SASH)、弱势社区——单户太阳能住宅(DAC-SASH)、太阳能多户经济适用房计划 (SOMAH)、多户经济适用太阳能住房计划(MASH)。2020 年12 月，全州的Equity项目预算除住宅类别中的 SoCal Gas 和 SCE 以外已经用尽。

Equity Resiliency：为有能源安全问题的低收入群体提供，每安装KWh电池存储1,000 美元退还款（约100% 退还款）。位于2级或3级的高火灾威胁区（HFTD）或经历过2次及以上的公共安全停电（PSPS），并且满足以下条件之一的用户可获得该退还款：有资格获得Equity退还款；目前已参加Medical baseline项目；如果断电，会有危及生命的疾病；曾获得SASH、DAC-SASH、SOMAH 或 MASH；家庭依靠电动泵取水。总而言之，如果用户在停电期间没有水或医疗设备，则有资格获得SGIPEquity Resiliency退还款。2020年 12 月，PG&E 地区的Equity Resiliency预算已用完。

每个 SGIP 退还款级别的资格要求

SGIP可与ITC相结合，普通用户能节约40%成本。在使用SGIP 退还款后，可叠加ITC。例如，一个项目总成本为 10,000 美元，而您的SGIP General Market价值为 1,500 美元，则可在8,500美元的基础上再有30%的ITC抵免。值得注意的是，SGIP和ITC都是在系统安装并可运行后才支付，也就是说，用户仍将为储能系统预付10,000 美元（除非他们的安装人员承担这笔费用），并在以后收到退还款和税收抵免。

SGIP与ITC叠加后的储能系统成本

2.5加州：NEM3.0由净计量转向净计费

电价补贴政策主要分为净计量（NetMetering）和净计费（NetBilling）。其中，净计费又有固定上网电价（FiT）、溢价上网电价（FiP）等不同补贴。

2.5.1加州NEM政策逐步退坡

NEM（NetEnergyMetering）即净计量政策，电力公司允许用户的电表往回转。在付款时用户只需要支付（用电量-发电量）*零售电价，也就是发电的那部分电量被豁免了电网使用费用和税。在美国加州，安装小型太阳能、风能、沼气和燃料电池发电设施的客户有资格参加该州的净计量计划。NEM允许自己生产能源的客户直接满足他们的能源需求，或者将多余的能源输入电网给公用事业公司，并在电费账单上获得金融抵免。参与NEM并不限制用户获得电力公司提供的任何其他奖励的资格。在加州的三个大型投资者所有(IOU)公司（PG&E、SCE和SDG&E）中，与电网互连的客户太阳能发电容量中有90%以上是按NEM征收费用的。

净计量工作原理

净计量政策中用户只为“净”消费电量付费，而净计费政策中是实时计费的，用户以零售价购买电力，以上网电价出售电力。净计量政策中，如果发电量大于用电量则可以在账单上积累信用额度。由于可以抵消，因此此政策等同于出售电价=零售电价，这个电价包含了送配电网的运营、维护和管理费用等，相当于电网服务是免费提供的，从而导致未拥有光伏发电系统者的成本负担增加，也导致电网压力增大。净计费政策，用户的光伏系统发的电可以自用，也可以像大型能源生产商或发电厂一样出售给电网。出售给电网的价格是基于电力供应率或批发率的价格，而不是用户电费账单上的信用额度。例如，零售价为0.12美元/KWh，上网价格为0.06美元/KWh，这意味着用户要增加0.06美元/KWh才能“回购”上传到电网的电量。

净计量和净计费的差异

净计费下的电费比净计量贵很多。假设电力零售价为0.09美元/KWh，加上5美元/月的基础费用，在净计量下用户出售给电网的价格相当于0.09美元/KWh，而净计费中为0.03美元/KWh的避免成本，这意味着用户必须每千瓦时增加0.06美元才能回购上传到电网的电力。假设一个5KW的系统，在1-5月发电量为3546KWh，用电量为3698KWh的情况下，净计量和净计费制度下都有200多美元的差异。若以每年为基础，差异会变得更加剧烈。

净计量下的电费

净计费下的电费

1996年，美国加州SB656法规提出了净计量政策NEM（Net Energy Metering)。根据NEM政策，太阳能用户生产的每千瓦时的价值与客户从公用事业公司购买的千瓦时的市场价格相同。这意味着太阳能客户可以在白天生产多余的能源，将其输送到电网获得积分，然后使用该积分支付他们在晚上购买的能源。

当太阳能占高峰电力需求的5%后，NEM2.0开始取代NEM。对于NEM 2.0 客户，能源费用和NBC 费用分开计算。当用户从电网购买电量时，按能源费率加上NBC 费率计费，但当用户将发电量输入到电网时，仅按能源费率获得补偿，NBC根据每小时净能耗进行评估，需要用户自行支付。

NEM1.0和NEM2.0的计费方式

NEM1.0和NEM2.0的差异

NEM2.0较于NEM1.0的主要不同在于：

支付一次性互连费(InterconnectionFee)。设备容量低于1MW的用户必须根据历史互连成本支付预先批准的一次性互连费。PG&E费用为145美元，SCE为75美元，SDG&E为132美元。系统容量超过1MW的用户必须支付800美元的互连费，并支付所有输配电系统升级费用。

支付不可绕过的费用（Non-bypassableCharges, NBC）。NEM2.0电价账单中辟出了一个新的组成部分，叫做不可绕过费用，其中包括水资源部的债券费用、公共目的计划费用、核退役费用和竞争过渡费用。净计量用户在将电能回输给电网时，账单中的这一费用将不能作为信用额度获得，即需要由用户自行支付。这些费用为低收入和能源效率项目等重要项目提供资金。但该费用较低，通常为2~3美分/kWh（相比之下，加州的平均电价为16.7美分/kWh），因此在总账单中所占比例较小，用户仍能获得大部分的补贴。既引入了一部分不可补贴的基础设施建设费用，又没有大幅度损害净计量用户利益。

PG&E在NEM2.0情况下的电费构成

改为使用时间(Time-of-useRate，TOU)费率。TOU 费率使得用户的电力成本与整个电网的需求保持一致。电费在用电高峰时段最为昂贵，例如傍晚，这意味着公用事业公司将在这些高峰时段收取每千瓦时更多的费用，这也意味着对于在高峰时段送回电网的电力，净计量积分的价值更高。

NEM2.0情况下的TOU费率

2.5.2 NEM3.0由净计量转向净计费

NEM3.0由净计量转向净计费。可售回电量不再等于用电量，而是用户余电上网实际可减少公用事业的发电量，因此余电上网电价也不再约等于零售电价。新的余量上网电价计算方式=基础电价+额外电价-额外收取费用。

基础电价：

从 NEM2.0 到NEM 3.0 的最大变化是用户投入电网的多余电力的价格。包括 NEM 2.0 在内的大多数净计量政策，投入电网的每一千瓦时都会从电网购入的一千瓦时，也就是上网电价约等于零售电价。而根据NEM 3.0 提案，余电上网并非100%可减少公用事业公司发电，因此太阳能用户的上网价格将不再等于零售价，而是基于安装光伏前的ACC（可避免成本）计算得到（基于一个月内平均每小时避免成本计算值，按工作日和周末/节假日进行区分，并根据峰谷不同按小时变化）。

上网的这部分电力的价值将被称为零售上网补偿率。在净计费下，每个公用事业单位在一个月内的每个工作日和周末的每小时都会有自己的零售上网补偿率。NEM3.0生效至2027年期间安装的用户将锁定ACC计算得到的余量上网基础电价9年，2027年后安装的用户基础电价每2年更新一次。

在阳光明媚时，向电网输送的电量价值比较低，这样可以推动用户增加储能的需求。如果用户可以将所有太阳能存储在电池中，而不是将其输送到电网中，那么用户就不必担心上网的差价了。如果有足够大的电池，用户所有的太阳能都可以按零售价减少用户使用的电费。补偿率遵循与TOU费率下的零售能源价格类似的时间表，通常在中午比晚上低，冬季比夏季低。例如，3月每个工作日的下午1点至下午2点补偿率相同，但周六和周日不同，费率每个月都会变化。一般来说，1 月某个周六中午的补偿率较低，而 8 月某个周二晚上 7点的补偿率会很高。

CPUC 表示，新的住宅电价旨在鼓励在对电网可靠性最有利的时候使用电力，这就是为什么高峰和非高峰价格之间存在显着差异以激励电池存储和负载从晚上转移到中午时间。

根据当前的NEM 2.0，加州光伏用户平均可节省22 -36 美分/KWh。而根据 NEM3.0提案，超额发电的价值平均将降至 4.7-5.8 美分/KWh。下图中，灰色条表示用户购入电网电力支付的费用，黑色条表示用户太阳能生产过剩，输出给电网而获得的收益。输出给电网而获得的收益。显然，上网价格远低于购入价格，且上网价格峰谷价差高达10倍。好消息是，NEM 3.0 下的净账单仍将按照年而不是按月结算，年度周期对太阳能所有者更有利。

NEM3.0下的上网电价

额外电价：

CPUC 提出，转向净计费将使新的光伏用户收益率较低，因此提议向PG&E和SCE的客户提供ACCPlus奖励，该激励措施旨在让新的光伏用户达到9 年的投资回收期。而SDG&E 的客户不会获得 ACC Plus，因为 SDG&E 地区的太阳能已经有超过 9 年的投资回收期。所有地区的商业客户也没有资格获得ACC Plus。

为了支持CARE 和 FERA 计划（为电力服务提供折扣价格）的低收入房主，CPUC 提出了更大的 ACC Plus，以确保太阳能系统的回报与高收入客户（九年或更短时间）的回报一样具有吸引力。

建议抵免额适用于在该计划第一年注册净计费的用户，并在安装后的 9年内提供抵免。实施后的每年对于新的 Net Billing 客户，抵免价值将减少 20%。

CPUC建议抵免额

固定费用：

切换到当前批准的TOU 计划将导致 SCE 和 SDG&E 客户的每月固定费用增加，而 PG&E 正在敲定一项增加固定费用的新费率计划。

超大系统：

NEM2.0中，加州的太阳能系统的规模最大只能到用户上一年使用的电力一样多。在净计费下，三个公用事业的客户只要证明他们计划在明年增加用电量，就可以扩大他们的系统，例如需要增加电动汽车。就允许用户的户用光伏按照当前用电需求的150%安装，也就是余量上网的户用光伏最高功率上升至当前平均能源消耗的150%。目的是为鼓励用户所安装的户用光伏在未来能支撑增加的电动汽车、热泵、安装感应炉等用电。

实施时间：

如果用户已经拥有NEM 1.0 或2.0 下的太阳能电池板，则不会有任何变化。现有的光伏系统用户使用他们现行的NEM 版本 20 年，即使在未来的任何时间升级为光储系统，NEM政策也不变。想要在 NEM3.0生效之前抢装，使用NEM 2.0 的人必须让安装人员在决定被采纳后的 120 天内提交完整、无缺陷的互连申请，也就是要在2023 年 4 月14 日前提交申请。

3.经济性测算：美国储能经济性显著，渗透率有望大幅提升

3.1大储：加州独立储能IRR近30%，经济性非常可观

以一个100MW，400MWh的独立储能系统为例，独立储能可将所有容量用于峰谷价差套利，经济性较好。美国大储销售价格约500美元/MWh，独立储能可获得30%的ITC，扣除补贴后系统成本约为1.4亿元。2022年9月，美国加州、德州平均峰谷价差分别为673美元/MWh、90美元/MWh。按600美元/MWh的峰谷价差计算，20年使用时间的大储系统IRR为28.5%，经济性非常可观。

独立储能峰谷价差套利经济性测算

3.2户储：加州光伏配储成必要选择，推动美国户储渗透率提升

以一个5kw光伏系统或5KW+10KWh光储系统为例，加州年发电小时数2000左右。NEM2.0平均上网电价为30美分/KWh，而NEM3.0将降至8美分/KWh。因此，NEM2.0下的光伏系统回收期不到5年，但NEM3.0将其延长至10年。而光储系统在两种情况下回收期相当，都为6+年。所以在NEM3.0下，光伏经济性被削弱，而光储系统仍具有较好的经济性，加州户用光伏配储成为必要选择。

NEM2.0和NEM3.0经济测算

4.美国储能市场竞争格局

按照储能产业链从上至下，我们将大储与户储相关参与者分为五类：电池供应商、逆变器供应商、系统集成商、项目安装商以及运营商。其中电池供应商国内主流玩家包括宁德、比亚迪 、亿纬、等；逆变器供应商包括阳光、华为、科士达、固德威 、锦浪等；系统集成商及安装商主要是宁德、比亚迪、阳光；而运营商更多是本土企业。

美国供应商图谱

美国表前储能市场目前基本以集成商为主提供设备，集成化本土化明显但较为分散，Fluence，NextEra，特斯拉，Powin，FlexGen是前五大集成商，占比75%-80%以上。但美国集成市场并未形成垄断，中国头部集成商宁德、BYD、阳光品牌认可度高，产品稳定性强、一致性高，有望获取更多份额。根据去年整体全球的集成商排名，Fluence已实行和规划的项目占比达18%，NextEra是14%，特斯拉是11%，Powin是5%，FlexGen是4%。

2021年全球集成商已实行和规划的项目占比排名

Fluence作为全球第一的储能系统集成商，22年截止3季度储能系统装机量3841MW，积压合同10385MW，另有45028MW规划中、1493MW履约中。公司储能产品主要有Gridstack、Sunstack、Edgestack三种，主要用于表前和工商业储能。其中Gridstack产品使用的是宁德时代 的LFP-280LC磷酸铁锂电池模块。

公司储能产品主要指标

特斯拉的储能业务产品主要包括Powerwall（13.5KWh，面向家庭储能）、Powerpack（约250KWh，面向工商业储能）、Megapack（3MWh，面向大型公用事业储能，通过串并联可以实现超1GWh储能容量）。2021年，公司共部署储能产品3992MWh。公司Powerwall系列产品使用电池主要为松下NCR18650锂电池、松下21700三元锂电池。

公司储能产品主要指标

户储方面，根据EnergySage《SolarMarketplace Intel Report》数据，Enphase于21年下半年超越特斯拉，成为美国户储第一大供应商，22H1占比45%。Generac的市场份额增长最大，从21年下半年的2%增长到22年上半年的9%。LG的22H1市场份额则是环比21H2下降10%。其他供应商包括SunPower 、SolarEdge等也在22年开始崭露头角。目前中国企业进军美国户储速度稍慢，随着后续的不断降本、扩大品牌知名度，中国企业有望通过贴牌/自有品牌方式抢占美国户储市场，但也有可能像芯片半导体一样被制裁但还是相信中国，以上就是整理的储能数据仅供参考。