2024年美国大储市场深度报告（需求篇）：现实与预期共振向上，多维度支撑增长

现状：弱现实弱预期，潜在向上空间充裕

弱现实：自22年加息以来，连续承压，实际建设情况有压力

美国大储23FY新增装机7.91GW/24GWh，同增99%/111%；23Q4装机3.98GW/11.77GWh，同增358%/354%。 美国大储23FY并网6.57GW，同增57%；加州/德州/亚利桑那位列前三，分别并网2.95GW/1.47GW/0.84GW。  23FY全美大储装机7910MW/24000MWh，23年年初预期装机超10GW。并网不及预期拖延项目建设节奏，装 机量受到影响。

弱现实：23年EIA实际并网和年初预期差值较大

23FY预期并网9.45GW，实际并网6.57GW；主要系电网建设进度缓慢，公用事业公司审批流程慢等原因。  延迟项目通常系因公用事业公司导致未能按时并网，导致滚动推迟。EIA通常会将该类项目放入未来1-3个月 并网预期内，导致短期并网预期会累积较多滚动推迟项目，这类项目实际并网规划的确定性比较低。

弱预期： 22-23年不及预期，拖累了对于美国大储建设的信心

延迟项目通常系因公用事业公司导致未能按时并网，导致滚动推迟。EIA通常会将该类项目放入未来1-3个月并 网预期内，导致短期并网预期会累积较多滚动推迟项目，这类项目实际并网规划并不明确。  因为历史并网延迟情况较多，导致市场对于美国大储仍心存疑虑，后续增速有担心，Wood Mackenzie大幅降低 预期，23Q1预计24FY装机量约为11GW，实际24FY装机量为8.7GW，差距较为明显。

来源：电站退役+新能源建设，支撑储能需求基石

美国电力需求稳步提升，供电能力不足带动电价稳步上升

能源转型淘汰煤炭等传统能源，总发电量较为稳定，2023年总发电量4178TWh，同减1.2%，由于整体需求稳 步上升，电价屡创新高。

美国燃煤发电机组退役高峰期将至，支撑储能需求

据EIA，计划在2035年前退役的燃煤发电装机占28%（59GW）。截至 21 年 9 月，美国燃煤电站运行212 GW ， 大多建于 1970-1990年，美国燃煤电站平均运行年限为45年，逐步迎来退役潮。  美国电网前期通过燃煤电站具有较强的调峰能力，燃煤电站占比大幅下调电网面临调峰能力失衡。

美国风光需求稳定增长，并网储备项目多

美国可再生能源替换煤炭等传统能源需求稳定，煤炭/石油/可再生能源消费来源占比从2008年 23.0%/37.7%/7.4%变化至2022年10.1%/36.8%/13.5%；2020-2022，可再生能源消费量迎来爆发，占比提升 1.7pct。EIA预计2021-2050美国可再生能源发电占比将从21%提升至44%，风光新增需求稳定且持续增长。

光伏电站并网量高速增长，德州加州增量明显

2015-2023年，光伏发电量增速可观，从2015年25TWh提升至2023年164TWh。  加州光伏电站最先起量，2016年新增并网2.8GW，同增124%；德州2020年开始高速增长，新增并网2.5GW， 同增395%。2023年，加州/德州新增光伏电站并网量2.3GW/4.2GW，同增10%/66%。 大量新增光伏电站并网，间歇性发电特性影响电网稳定性。

从鸭子曲线，看削峰调谷需求

煤电退役+光伏电站占比提升，加州德州电网净负荷在中午时段明显下滑，形成“鸭子曲线”。美国市场新 能源装机非强制配储，储能装机需求相比削峰调谷需求有一定滞后性。 加州2015年开始，“鸭子曲线”落差加速扩大，22-23年净负荷中午时段约为0。德州2018年-2022年，“鸭子 曲线”落差开始加大，且落差增速暂未有减缓迹象。

从光伏和储能并网队列数量，看美国新兴市场储能潜在节奏

美国电力市场运营商分为区域输电组织/独立系统运营（RTOs/ISOs），共有10家，加州系CAISO，德州对 应ERCOT，亚利桑那归属于WEST。 用目前退役与新增电站规模对比，我们将各个州节奏分为三类。1）成熟稳定增长市场：加州因退役天然气/ 煤电电站，光伏/储能电站已各自前后弥补退役电站的发电和调峰需求，后续将稳定增长；2)储能快速增长 市场：德州/WEST目前新能源项目快速弥补退役电站发电需求，储能需求迎来爆发；3)美国新兴市场：其余 地区退役电站需求尚未弥补，新能源将迎来快速装机，储能需求随后有望加速释放。

趋势：电网建设滞后，储能协助电力调节

新能源电站储备项目多，驱动美国高压电网建设需求

新能源项目需求高速增长，电网并网压力激增。高压电网建设周期较长，成本高，基础设施建设预算需要各 级政府层层审批，电网建设情况相对新能源电站需求有所滞后。

高压电网投资具有滞后性，各电网区域间消纳能力不足

2011-2020期间，美国各地区电网投资集中在前5年，由于同时期新能源项目建设需求回落，电网投资具备滞 后性，2017-2020缺乏新投资消纳能力未能匹配上光风储项目高速增长。 美国输电电路主要在69kv-765kv，230kv及以上用于长距离输电。大于345kv项目中，美国2013年新增4000英里 线路，之后逐年下降，美国高压电网规划与开始建设大部分超过5年，17-21年未有一年建设里程超1000英里。

美国各电网缺乏跨区域协作能力，各州之间电价价差大

美国三大电网之间输电线路少，协调能力差。当部分区域因自然灾害等原因缺电时难以跨区域调度，同时风 光项目地理局限性较强，需要跨区域输电能力，相邻地域存在高额价差（阻塞成本高昂）。 2012-2020，ERCOT（德州）与SPP部分相邻地区平均价差达到69美元/MWh。

高压电网投资数量激增，有望用于解决阶段性并网队列堵塞问题

截至23年9月，美国已规划投入高压电网线路共36条，可消纳187GW新能源项目，相当于可令当前新能源消 纳能力几乎翻倍，整体输电容量提高15%。相比21年规划线路22条，23年9月新增规划14条高压线路，但大部 分为服务海上风电项目。

美国应急灾备需求上升，电网抗压能力考验增加

美国2013-2022年平均断电时长呈波段性上升趋势，2022年每户平均断电时长达到5个半小时，相比20-21年(7- 8小时)略有回落，主要系22年重大自然灾害18次，有所下滑（20/21次数：22/20次）。23年次数达到破纪录 的28次，德州加州损失金额均位列前列。受厄尔尼诺现象影响，24年美国重大自然灾害次数或将维持高位。

节奏：并网排队拖累，堵塞问题有望逐步缓解

美国大储项目并网流程

美国大储项目并网流程长，需经历电网公司多轮研究审核获取并网许可后才能开始建设，该过程耗时约3年， 后进行融资、建设、采购等进一步流程，通常会维持约2年。

审核桎梏：前期设计概念老旧，大储项目审核劣势明显

设计理念老旧：FERC 2003号令于2003年推出，并一直沿用至FERC 2023号令落地前。此前规定针对传统燃 煤/气发电厂设计，新能源项目由于地理位置限制性条件更多，并网面临更高的研究和建设成本。 后并网具备成本优势：FERC 2003号令规定，并网项目需要担负全部电网升级费用，项目方若选择在近期已 升级的项目附近落地，并网升级成本会更低。 投机项目多：由于后并网建设成本更低，排队位次对电网升级建设成本的影响大，成本不确定性高，开发商 通常会虚报多个项目，选择成本最低的项目落地。

审核节奏：排队时间长、时间窗口少，拖累大储项目建设并网

谈判效率低：FERC 2003法令下，新能源项目方与电网公司需要进行反复多轮全方面谈判，项目获得并网审 批并网设施升级成本分配谈判久，研究效率低，进而导致申请排队队列长。每次申请开放时间短：以加州为例，集群14项目21年开始申请，23年下半年才开始进行第一批并网落地流程。 集群15在集群14几乎完成第二阶段研究才开放申请，同时申请开放窗口仅约1个月。

经济性：项目I R R敏感性探讨

美国电力市场化模式完善，储能电站盈利模式多

美国电力批发市场历史悠久，高市场化程度催生出清晰且复杂的市场调节机制，辅助服务的多元化增加独立 储能盈利模式。相比其他国家地区，美国辅助服务种类多，同时实时市场充分体现供需关系，套利机制成熟。

美国大储主要通过电能量市场、辅助服务、容量市场获利

美国大储主要通过参与电能量市场（套利）、辅助服务、容量市场盈利，盈利途径较多大储项目方开发项目 动机更足。相比美国，欧洲容量市场等盈利模式尚未成熟，还需时间探索。

美国大储项目应用场景以风光余电存储/调峰/调频/套利为主

细分应用场景中，排名前5的分别为风光发电余量存储/调峰/调频/套利/斜坡旋转备用，项目数量占比分别 49%/40%/40%/34%/23%，装机量分别为3125MW/1269MW/6718MW/5227MW/4936MW。 各用途间并无明显互斥关系，项目因地制宜选择潜在收入模式。

加州储能市场属于成熟稳定增长市场，收益主要来自套利

加州储能市场我们归纳为成熟稳定增长市场，收益主要来自电能量市场（套利）。 由于电能量市场收入高涨，储能项目通过峰谷套利22年营收高增，年度净收入（Net Revenue）从21年73美元 /kW提升至22年103美元/kW；23年有所回落至78美元/kW，主要系调频收益下滑明显，套利收益略有下滑；加 州项目22-23年收入来源大部分来自电能量市场套利。

储能市场发展阶段不同，导致收入模式存在差异

加州德州电站收入来源及增长趋势有差异。由于加州电力市场成熟，储能项目主要依靠套利获取收入，因此平均配 储时长24年已达到3.5小时；德州时长主要依靠辅助服务时长获取收入，套利时长仍在发展，因此绝大部分项目配 储时长仍在1-1.5小时。

报告节选：

编辑：火腿肠