早在2015年4月，落基山研究所與包括globalX和HOMER能源等在內的合作伙伴就發(fā)布了題為《負荷脫網的經濟性分析》研究報告。該報告調查了與電網相連的太陽能+電池系統(tǒng)將如何與傳統(tǒng)電力服務競爭。研究結果表明，到2030年，持續(xù)下降的系統(tǒng)成本加上電網電力零售價格的上升，將使得與電網相連的太陽能+電池系統(tǒng)更具經濟性，也將成為許多美國消費者的首選。此外，太陽能+電池系統(tǒng)還能為用戶提供其他重要的價值。例如，在電網斷電時作為關鍵負荷的備用電源，以及通過削減高峰期需求和轉移用電時間來節(jié)約成本等。然而，落基山研究所的研究在當時并未詳述儲能的精確成本。
如今要分解太陽能光伏+儲能系統(tǒng)的安裝成本，落基山研究所和國家可再生能源實驗室首先分析了包括Lazard和GTM在內的各種現存研究的數據，以及我們在落基山研究所創(chuàng)新中心項目中積累的經驗。
為分析2016年第一季度安裝的太陽能光伏+儲能系統(tǒng)各部分成本和系統(tǒng)總成本，我們使用了國家可再生能源實驗室的各部分和系統(tǒng)層面自下而上的成本模型方式來分析獨立的太陽能光伏系統(tǒng)。我們的方法論包括了計算安裝住宅系統(tǒng)時發(fā)生的所有組件成本和項目開發(fā)成本，并模擬了該類系統(tǒng)的現金采購價格，不考慮投資稅減免（ITC）優(yōu)惠政策。
我們關注了兩個主要的應用：一個我們稱之為小型電池，3千瓦/6千瓦時，另一個稱為大型電池，5千瓦/20千瓦時。在各個案例中，我們測試了兩類變量的敏感性：直流或交流耦合配置，以及改造項目或新裝項目。直流與交流耦合配置的差別決定了電池直接存儲太陽能光伏板所發(fā)電量，還是首先將其轉化為交流電，從而同時允許光伏板和電網進行充電。小型電池案例專為消費者自用電設計，包括削減高峰期需求和轉移用電時間，而大型電池案例則是為了作為大型能源需求的備用電源，滿足停電情況下用電需求。
我們發(fā)現，使用5.6千瓦太陽能光伏板和3千瓦/6千瓦時鋰離子電池的小型電池案例的基準價格大約是單一的與電網相連的5.6千瓦太陽能光伏系統(tǒng)的2倍（詳情請參考圖1）。對新裝太陽能光伏+儲能系統(tǒng)而言，直流系統(tǒng)的價格（27,703美元）比交流系統(tǒng)的價格（29,568美元）低1,865美元。交流系統(tǒng)的價格溢價主要是由于交流配置所需的額外并網換流器造成的硬件和人工成本。然而，在對比交流與直流系統(tǒng)時，安裝價格并不是唯一的考慮因素：交流系統(tǒng)在光伏能源即發(fā)即用的應用中效率更高，而直流系統(tǒng)則在光伏能源儲存儲的應用中更有效率。
圖1：住宅太陽能光伏+儲能系統(tǒng)，小型電池案例的總安裝成本和價格構成模型（2016年美元現價）
為了與上圖所示的小型電池系統(tǒng)進行對比，我們也分析了用于在電網斷電時長時間供應備用電量的大型電池系統(tǒng)。大型系統(tǒng)使用了5.6千瓦太陽能光伏組與較大容量的5千瓦/20千瓦時鋰離子電池（見圖2）。直流配置大型系統(tǒng)的價格是45,237美元，比直流配置小型系統(tǒng)價格高了63%。而交流配置大型系統(tǒng)的價格為47,171美元，比小型系統(tǒng)價格高60%。雖然，成本更高，但在其它因素相同條件下，大型系統(tǒng)能夠為一個家庭供應臨界負荷的時間大約是小型系統(tǒng)的4倍。
圖2：住宅太陽能光伏+儲能系統(tǒng)，小型電池對比大型電池案例的總安裝成本和價格構成模型，（2016年美元現價）
價格構成細分顯示硬件成本僅占小型電池系統(tǒng)總價格的一半和大型電池系統(tǒng)總價的大約60%。而其他成本則取決于系統(tǒng)安裝地點：地方性成本和行政批復、聯網、計量等過程以及各地消防標準差別巨大，不但會影響項目成本，還會影響項目時間安排。對與電網相連的太陽能光伏+儲能項目的財務可行性影響最大的變量包括地方電力公司電價、補貼、輔助服務定價等。其中，電網公司電價結構（例如，是否使用峰值需求電價，分時電價等政策）常常是決定在太陽能光伏系統(tǒng)中添加儲能功能是否具備經濟可行性的關鍵性因素。
雖然，太陽能光伏+儲能系統(tǒng)成本持續(xù)下降，但行政批復和管理障礙等相關軟性成本使它們對于許多住宅用戶而言，仍然相對過高。但是，隨著電力公司和批復管理機構對住宅儲能系統(tǒng)熟悉度的提高，我們預計住宅儲能市場在美國的增長速度將越來越快。
