储能未来研究—分布式太阳能和储能展望：方法与情景（英）-74页_3mb

本报告分析了美国分布式光伏（PV）与电池存储系统的未来部署前景，重点探讨了能源存储技术在推动分布式系统中的角色和影响。研究采用国家可再生能源实验室（NREL）的分布式发电市场需求模型（dGen）进行量化模拟，整合了PySAM电池存储模型，评估了技术、经济和市场潜力。

方法论

dGen模型通过计算净现值（NPV）、投资回收期和采用率，分析了分布式PV电池系统的经济可行性。模型考虑了技术成本（包括光伏和电池技术）、备用电源价值（backup power）、分布式能源（DER）估值机制（如净计量和净支付）和电价结构的多情景模拟。情景分为：技术成本场景（例如，电池成本低谷或光伏成本先进）；备用电源价值场景（包括无价值或双重价值假设）；以及DER估值场景（例如，全国净计量或净计量扩展）。数据来源包括NREL的年度技术基线、EIA中断数据和LBNL可靠性价值评估。

主要发现

研究显示，分布式PV加电池系统的经济潜力巨大，到2050年，低压经济潜力电池容量范围为85-245GW/170-490GWh，远超2020年的0.8GW容量。然而，在模拟的场景中，实际采用量较低，例如基线情景下，2050年累计部署电池容量为8GW/16GWh，仅占总经济潜力的7%。关键驱动因素包括：电池技术成本下降和备用电源价值高估。例如，在双重备用电源价值搭配低谷电池成本的场景下，采用倍增（+121%），而技术成本双降场景（如光伏和电池均先进）下，采用率达106%。

支付回收期是制约采用的主要因素，住宅部门平均为11年，工商业部门为8-12年，这影响了潜在市场的渗透。此外，采用率受地区特定因素影响：

• 东部州（如北卡罗来纳州）因高停电风险且增加备用电源价值，对电池采用更敏感。
• 零价电价差区间，峰谷电价和阶梯电价鼓励采用，但零售电价、天气和DER补偿机制可以削弱影响。住宅用户若使用固定电价，电池采用率较低。

结论与启示

尽管分布式PV电池系统经济潜力巨大，目前实际采用率较低主要由于投资回收期长和政策不完善。研究强调，备用电源价值和电池技术成本是未来增长的关键。例如，加倍备用电源价值可显著提高电池和光伏部署。此外，分布式系统的采用能减少电网压力，但需关注新兴市场（如参与批发市场和需求响应）的经济机会。

模拟有局限性，例如未考虑单独电池系统、其他收入来源或运输部门电气化的影响，未来工作应聚焦细化模型、加强数据分析和区域情景评估。本研究支持政策制定者和行业规划者，以促进分布式存储技术和光伏系统的协调发展，推动电网脱碳。总体而言，分布式存储部署受地区支付智能和政策激励驱动，需通过创新驱动进一步释放潜力。