美国储能特征及驱动力有哪些？

1、美国储能特征：电池储能以表前储能为主

美国储能在2021年进一步迎来高速增长，且2021年和2022H1均以表前储能为主。2021年美国储能迎来高速增长，储能新增规模首次突破10GWh。据Wood Mackenzie统计，2019年美国新增电池储能 首次突破1GWh，规模达510MW/1046MWh；2020年首次突破1GW，达到1472MW/3529MWh ；2021年首次突破 10GWh，规模达3509MW/10499MWh，同比增长138%/198%。

2021年和2022H1，表前储能在美国新增储能中占比均超80%。据Wood Mackenzie，2021年，美国新增电池储能 3508MW/10499MWh。其中，表前储能为2910MW/9200MWh，占比83%/88%；户用储能为436MW/949MWh， 12%/9%；非户用储能为162MW/350MWh，占比5%/3%。2022H1，美国新增电池储能2305MW/5917MWh，同比新 增183%/155%。其中，表前储能新增1917MW/5007MWh，占比达83%/85%；户用储能新增299MW/709MWh，占 比13%/12% ；非户用储能新增89MW/201MWh，占比4%/3% 。

1.1 表前储能特征一：高度集中在加州等少数地区

美国储能装机区域高度集中，加州累计并网储能规模占近一半份额，前三个州占比近80%。我们分析统计EIA储能数据得 到，至2021底美国累计并网储能规模为4772MW/10693MWh，其中加州（CA）为2339MW/6406MWh，占比达 49%/60%。其次是德州（TX）和佛罗里达州（FL），前者累计规模为792MW/999MWh，占比为17%/9%；后者累计规 模为509MW/1160MWh，占比为11%/11%。这三个州累计规模达3641MW/8565MWh，占比高达76%/80%。 

2021年美国新增储能装机仍高度集中在前三个州，内华达州、马萨诸塞州也开始快速增长。我们分析统计EIA储能数据得 到，2021年美国新增储能装机3252MW/8437MWh，进一步集中到加州（CA）、德州（TX）和佛罗里达州（FL），三 者的合计份额进一步提升到88%/87%。其中，加州新增储能装机1810MW/5529MWh，占比达56%/66%。此外，内华 达州（NV）、马萨诸塞州（MA）开始快速增长，两者的新增规模分别为125MW/425MWh和111MW/236MWh。

1.2 表前储能特征二：“光伏+储能”成为储能发展的重要形式

储能项目以“光伏+储能”混合形式为主，且以现有光伏改建配储项目居多。结合美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL） 和Wood Mackenzie统计数据，我们计算得出2021年以“光伏+储能”形式建设的储能规模为2218MW，占美国新增表 前电池储能份额为76.23%；对应光伏装机3530MW，光伏配储比例62.84%。其中，新建光伏配建储能833MW，对应光 伏装机1800MW，光伏配储比例46.28%；现有光伏改建储能1385MW，对应光伏装机1730MW，光伏配储比例为 80.06%。

 储能筹备项目也以混合项目为主，且混合项目预计以“光伏+储能”项目为主。据ACP数据，截止2022Q2，美国筹备 （Pipeline）储能项目规模14499MW/36200MWh，其中69%为风电或光伏相关混合项目。参照ACP历史数据统计，截 止2022Q2，累计共有12663MW混合项目在运，其中8787MW为“光伏+储能”项目。早期混合项目以“风电+储能” 项目为主，从2017年“光伏+储能”项目占据更大份额。

1.3 表前储能特征三：应用场景趋向移峰填谷

美国表前储能呈现持续时间加长趋势，且筹备项目时长均值在3h以上。据ACP报告数据，在过去的十年里，美国储能平均 持续时间增加了近2.5h，从2012年的1h增加到2022年Q1的3.46h；在建项目和前期开发储能项目的平均时长分别为 3.34h和3.52h。此外，目前有5个并网储能项目的持续时间为8h，合计规模20.8MW/163.4MWh。

储能持续时间增大表明移峰填谷需求逐步成为储能最主要应用场景，而辅助服务份额相应在逐步下降。表前电池储能的持 续时间取决于它们的使用场景，可以简化分为辅助服务（对应grid services）和移峰填谷（对应electricity shifting）。 其中，储能用于辅助服务对应时长通常在1h以内，用于移峰填谷对应时长在4h左右。依据上述ACP报告电池储能持续时 间数据，当前美国电池储能需求应用场景进一步趋向于移峰填谷。

2、美国表前储能驱动力回顾

电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，其中移峰填谷需求是储能大幅增长的重要驱动力。 表前储能驱动力根源来自新能源渗透率快速提升和传统电源加速退出，且呈现较强的区域差别。从需求根源来看，表前储 能需求一方面来自于匹配新增新能源的调节资源需求，另一方面也来自于传统电源退出造成的调节资源新增缺口。相较而 言，电力机制设计更多是为配套电力行业发展需要。由于不同区域经济发展、能源资源禀赋等多方面复杂条件的差别，不 论中国还是美国，电力行业的发展都呈现较强的区域差别，带来了各区域对储能这类调节资源需求的较大差异。

高价调频等辅助服务是储能早期发展动力，但移峰填谷需求更容易带来储能大规模发展。从储能应用来看，全球多个地区 都是优先将储能用于调频等辅助服务，预计是因为调频这类需求普遍对应更高价格和更高利用率。然而调频需求相对规模 较小，储能进一步发展一般更主要来自移峰填谷需求，即需要存储大规模电能来改善电力供需的时间错配。

成熟市场机制有利于储能成本疏导，容量机制和稀缺定价是两类重要支持机制。即使美国也存在大量地区仍是垂直一体化 的电力体制，而7个竞争性电力市场区域的市场设计也存在很大差别。用户电价的承受能力和上涨是否受限是关键，同时 更为成熟的市场机制也有利于储能成本疏导。对于储能发展来说，我们认为可以粗略分为两类市场机制设计，一类在容量 机制下给予容量电价支持，但容量机制带来充足容量的同时也会限制电价的波动，缩小储能价差套利空间，以美国加州的 CAISO为代表；另一类采用稀缺定价机制，通过电力短缺的极高电价来吸引发电投资，也可以给储能带来更大的价差套利 空间，以美国德州的ERCOT为代表。

 当前电化学储能成本仍相对高昂，ITC等扶持政策仍是重要助力。电化学储能发展仍处于早期阶段，短期看调节成本相对 抽水蓄能、火电灵活性改造处于劣势地位，ITC等扶持政策更有利于加速电化学储能发展。