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美国是全球最大的储能市场之一 。 2021年，美国储能装机容量占全球储能总装机容量的比重达到34%。其中，加利福尼亚州是美国最大的储能市场之一，其装机容量占美国储能装机容量的比重超过60%。根据伍德麦肯兹公司统计，2021年美国储能新增电量规模达到10吉瓦时，比2020年增长近2倍。表前储能电量规模约占新型储能总电量规模的80%，其中应用于调峰的电量规模为5.6吉瓦时，应用于调频的电量规模为2.3吉瓦时。在表后储能中，2021年新增工商业分布式光伏配置储能电量规模达到0.4吉瓦时，户用储能电量规模达到0.9吉瓦时。据美国清洁能源协会（ACP）统计，2022年，美国电化学储能装机规模增加了4.8吉瓦/12.2吉瓦时，保持高速增长的态势。近年来，美国电化学储能装机容量如图1-5所示。
图1-5 2015—2022年美国电化学储能装机容量
数据来源：美国清洁能源协会
从储能方式看，目前，抽水蓄能仍是主要的储能方式，但未来市场将集中于电化学储能。根据美国能源部列出的储能项目统计，截至2020年12月，抽水蓄能占累计装机容量的比重为92%，电化学储能为3%。在电化学储能中，锂离子电池累计装机容量占比65.9%。抽水蓄能机组仍为储能市场的主力，平准化度电成本（LCOE）最低，但是它受到地理位置的约束，大多数抽水蓄能机组是20世纪70年代和20世纪80年代初安装的，2000年以后装机容量极低。随着技术的快速发展，电化学储能的成本降低，可靠性提高，从新增装机容量来看，电化学储能正逐渐成为发展主力。根据美国能源信息署（Energy Information Administration，EIA）统计，电化学储能占据了目前美国储能新增市场的90%以上，而锂离子电池储能则占据电化学储能的90%以上。
美国储能市场的快速增长，主要受到以下几个方面因素的影响。
近年来，美国风光发电渗透率不断提升。2022年，美国可再生能源发电量占美国总发电量的比重已经上升至21.5%。根据EIA的预测，到2030年该比重将上升至49%，并在2050年进一步达到62%。风电和光伏具有间歇性、波动性的特点，导致美国电力系统中发电侧与用电侧负荷不匹配，并威胁电网运行的安全。目前，美国电力系统在冬、夏两季出现双高峰的特征明显。随着新能源大规模接入，电源侧的随机性波动加强，能源电力系统由传统的需求侧单侧随机系统向双侧随机系统演进。
以电化学储能为代表的新型储能具有响应速度快、功率及能量密度大、动态性能好的特点，可以有效解决新能源发电占比提高带来的电力系统安全问题。新型储能可以应用在调峰、调频、备用电源等场景，改善电力系统的负荷走向、降低峰谷差、增加新能源的接入比例，以及通过参与系统频率的调节改善电网的稳定性。
美国储能市场呈地域分化特征，主要装机需求来自加利福尼亚州（以下简称加州）和得克萨斯州（以下简称得州）两地。截至2021年，加州储能累计装机容量达到2339兆瓦，占美国总装机容量的44%；得州储能累计装机容量达到797兆瓦，占美国总装机容量的15%，两地储能累计装机容量占美国总装机容量的59%。促使加州与得州储能发展的主要原因是，2020年以来这两个地区时发较为严重的电力安全事故，事故发生的原因是极端天气导致的发电侧与用电侧电力不匹配。
加州于2020年8月遭遇极端高温天气，导致多轮停电事故，至少81万名居民用户正常用电受到影响。2020年8月14日，用电侧区域内电力最大负荷增加了4507兆瓦，但发电侧494兆瓦的天然气发电机组发生故障，且由于天气原因，太阳能发电3小时内出力减少了6736兆瓦，风力发电较前一日减少了2000兆瓦。为了防止电力系统崩溃，加州独立系统运营商（California Independent System Operator，CAISO）宣布电网进入三级紧急状态，并对部分地区的居民用户实施轮流停电。
虽然本次停电事故是由一系列意外共同导致的，但也反映出加州电网存在灵活性不足的问题。得益于加州激进的可再生能源政策和较好的光照条件，近年来，加州不断增加光伏装机容量，电力净需求呈现典型的“鸭子曲线”，所以需要大量灵活机组来维持实时电力供需平衡。2020年8月14日，净需求的最低点出现在约09：40，即光伏发力迅速增加时，净需求量最低为21071兆瓦。净需求的最高点出现在约18：40，即光伏出力迅速减少时，净需求量达到42240兆瓦。净需求峰谷差达到了21169兆瓦。新型储能当日最大出力为141兆瓦，抽水蓄水最大出力为5356兆瓦，可见现有储能的调节能力无法适应不断拉大的净需求峰谷差。
停电事故发生后，CAISO在2021年部署的储能系统装机容量与2020年相比增长了12倍，达到2359兆瓦，约占美国总装机容量的67%。目前，加州公用事业委员会（California Public Utilities Commission，CPUC）已根据其综合资源规划（Integrated Resource Plan，IRP）流程批准了该州的首选系统计划（Preferred System Plan，PSP），未来10年该州将新增18.9吉瓦公用事业光伏和15吉瓦表前储能。预计到2032年，电池储能装机容量将达到2021年年底的7倍以上。
加州电力系统无法完全实现自给自足，需要通过与周围电网交易以维持供需平衡，2016—2019年的外受电量每年维持在用电总量的30%左右，叠加加州较好的光照条件，2010—2020年，加州的太阳能发电占比和风能发电占比从3.4%增加到22.7%。加州承诺到2045年实现无碳电网，预计将安装更多的光伏系统和风力发电设施。
得州在2021年2月遭遇极端暴雪严寒天气，多地最低气温低于常年同期平均最低温度10多度，甚至20多度，且持续时间长达数天。2月15日，得州电力可靠性委员会（Electric Reliability Council of Texas，ERCOT）宣布电网进入三级紧急状态，并实施轮流停电，受到影响的人口达450万人。极端气候条件一方面导致用电侧电力取暖负荷急剧攀升，极端用电需求量提升到67吉瓦；另一方面造成电力供应短缺，导致电价飙升，电力批发市场上电力价格一度超过了9美元/千瓦时。事故发生时得州总装机容量约85吉瓦，其中风电装机容量约20吉瓦，天然气发电装机容量约39吉瓦，燃煤电站装机容量约15吉瓦，核电装机容量约9.4吉瓦。在寒潮的作用下，5吉瓦的风电发电机由于风机叶片覆冰冻结不能出力。另外，总共有26吉瓦的火电发电机由于天然气供应问题（天然气管道受冻冰堵）和设备问题停止出力，可用装机容量下降至55吉瓦左右，无法满足电力需求。
以往，得州的能源结构向燃气机组过度倾斜是本次事故的重要原因之一。此前近15年，得州已在电力装机结构调整方面做出努力。2006—2020年，得州燃煤发电占比持续下降，从37%下降到18%；风电占比持续攀升，从2%上升到23%。事故的发生将促使得州继续加快电力系统向低碳能源转型的步伐，从而消除天然气对供电能力的制约。由于得州风电占比较高，且风电的系统转动惯量较低，得州电力系统对调频的需求逐渐升高，因此也催生了对功率型储能的需求。
随着全球气候危机的加剧，美国各地极端天气频发，为电力供应带来极大的安全隐患。尽管在过去3年中，加州、得州都从极端气候导致的电力安全事故中不断汲取经验，推动储能技术与储能市场的发展，以提升供电侧对多变需求场景的应对能力，但北美电力可靠性公司（North American Electric Reliability Corporation，NERC）在报告中指出，2022—2023年冬季，由于发电和输电中断、燃料供应短缺和天然气基础设施无法使用等，美国东南部、得州及其中西部，以及新英格兰地区仍面临较大的电力安全风险。
2022年12月，美国多地出现暴风雪与极寒天气。圣诞节期间，2/3的美国人遭遇了暴风雪、大风或寒冷的冬季天气，导致至少52人死亡，并将电网推到了崩溃的边缘。150多万名企业客户与家庭客户遭遇停电，多个州的公用事业公司和电网运营商不得不通过要求客户节约能源或准备轮流停电，才勉强避免了更严重的电力安全事故。
2022年冬季发生的大范围电力安全事故被认为是，公用事业公司和监管机构过高地估计了化石能源在提高冬季供电可靠性中的作用的结果。根据 EIA 的预测，为了应对冬季极端天气下激增的电力需求，2022年12月至2023年3月，美国全境冬季净装机容量预计新增43吉瓦，各州的冬季发电装机容量均高于同期。其中，64%的装机容量来自风光能，22%的装机容量来自天然气发电，仅有14%的装机容量来自电池储能。NERC 等公共机构认为冬季可能面临电力危机的主要原因是天然气能源价格走高，且资源短缺。
事实上，2022年12月美国天然气供应情况总体较为稳定。电力安全事故发生的原因是，在极端天气下发电端与电力基础设备较为脆弱，不少天然气电厂、风电厂，以及输电线路都在极寒天气中遭受了损坏进而出现了不同程度的瘫痪。以田纳西河流域为例，大风与低温影响了其最大的燃煤电厂和一些天然气发电厂的设备，在最严重的时候一度损失了超过6000兆瓦的装机容量，占当时负荷的近20%。同时，多个燃气发电机组也出现了脱机的情况。这次停电事故充分表明在极端天气下仅依靠化石能源可能无法满足电力供应保障的需要，仅关注能源危机中能源的供应并不是解决问题的全部方案。换言之，简单地向电网中添加更多的天然气或煤炭电力并不能防止未来再次发生停电。只有构建涵盖能源储存、分布式发电、备用电源及需求响应的综合能源基础设施，并实现主要电网的区域互联，才能有效应对极端天气对电力系统的冲击。
停电事故直接促进了储能市场的发展。加州新能源发电占比的持续提高，使净需求峰谷差增大，而电化学储能和抽水蓄能最大出力仅为净需求峰谷差的26%。为实现能量时移、加强电网灵活性、避免事故发生，储能系统（特别是能量型储能系统）的装机容量将持续增长。虽然得州的电力系统灵活性优于加州的电力系统，但停电事故暴露出燃气机组的弊端，提高可再生能源发电比例（特别是风电占比的提高）将导致储能（特别是功率型储能）装机容量的增长。
与欧洲高度集成化的互联电网不同，美国电力系统由西部电网、东部电网、得州电网三大电网构成，三大电网的电源结构各有特点。东部电网靠近煤炭及天然气产地，以煤电和天然气发电为主；西部电网依靠落基山脉的地势，以水力发电为主；位于美国南部的得州处于美国页岩气主产区，故得州电网以天然气发电为主。美国各区域电网的互联程度较低，各区域需要自行解决供电稳定性及新能源消纳问题。
美国的电力产业结构非常复杂，电网的产权分散掌握在超过500家公司与组织手中。再加上电力产业的自然垄断性质，每家电力公司都是局部区域的行业垄断者。美国宪法高度重视对私有财产权的保护，政府不能随意干涉电力公司的经营。市场的分割状态导致美国输电网投资自20世纪70年代以来一直处于停滞状态，且长期滞后于电力需求和发电装机容量的增长。具体来说，受审批程序复杂和投资回报率低等因素的影响，三大电网的同步程度较低。在美国，跨州输电项目建设需要多个州的监管部门同意，各州之间协调难度较大，且程序复杂、耗时长，最终获准很困难。此外，输电网项目属于公用工程，收益受到严格管制，回报率较低，加之建设周期长，使得电网投资缺乏吸引力。以上原因导致电网基础设施的薄弱，使得电力系统的平衡需要储能系统提供支撑。
美国大力支持储能行业的发展，联邦投资税收抵免（Investment Tax Credit，ITC）激励效果明显。美国政府于2006年提出 ITC 政策，鼓励用户安装可再生能源发电系统，并可按照一定的比例进行税收抵免。目前，ITC政策已经推广至新能源与储能的混合项目，最高可以抵免30%的前期投资额，推动了新能源配置储能的发展。ITC 的免税对象为光伏设备及配储建造过程中产生的增值税（Value-added Tax，VAT），ITC的补贴对象要求建设时间短于3年，并将视建设情况分3年退还VAT。该项政策对于激励储能的发展发挥着重要的作用。近几年是投资新能源的高峰期，光伏设备配套的储能设施可以作为光伏设备的一部分享受ITC政策，可以有效降低储能电站的成本。
美国政府于2008年为储能进入电能批发市场提供了制度保障，并于2013年提出了输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务及电储能提供辅助服务的结算机制。2018年美国联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）发布第841号命令，要求市场系统消除储能参与容量、能源和辅助服务市场的障碍，使得储能可以以市场竞争的方式参与电力市场。2020年，美国能源部（Department of Energy，DOE）正式推出储能大挑战路线图，这是美国能源部针对储能的首个综合性战略，要求到2030年建立并维持美国在储能利用和出口方面的全球主导地位，建立弹性、灵活、经济、安全的能源系统。2021年9月，美国能源部公布“长时储能攻关”计划（Long Duration Storage Shot），宣布争取在10年内将储能时长超过10小时的系统成本降低90%以上，美国能源部计划资助116亿美元用于解决储能技术障碍。
2022年2月，美国能源部发布了《美国确保供应链安全以实现稳健清洁能源转型的战略》，这是美国一个确保安全和提高能源独立性的全面计划，对核能、碳捕获、储能等13个能源领域供应链开展深入评估。该战略明确指出将增加美国能源原材料供应；扩大美国能源设备制造能力；投资和支持多元化的国外供应链；增加清洁能源部署；改善能源相关报废物的管理；吸引熟练的美国清洁能源劳动力；提升供应链信息和决策能力。在该战略指导下，美国能源部计划针对本土制造业，尤其是能源供应链上的制造业，实施税收抵免及制造业创新研发投资，给予相关企业融资支持，并且对政府购买电动汽车、电池、逆变器、电网组件提出一定的本土化要求。该战略也显示了美国本土化能源供应链的决心。同月，美国能源部宣布成立清洁能源示范办公室，将拨款200亿美元用于资助长时储能和绿色氢气等技术。美国能源部下属的贷款计划办公室也在2022年上半年重新开放，拨款400亿美元用于支持清洁能源技术。10月，美国总统拜登宣布美国能源部将根据两党基础设施法向12个州的20家制造和加工公司提供28亿美元的赠款，还宣布了美国电池材料倡议，旨在动员整个政府确保用于能源、电力和电动汽车的原材料的可持续供应。
美国于2022年8月通过了《通胀削减法案》（Inflation Reduction Act，IRA），将为美国能源安全和气候变化提供至少3690亿美元的支持。其中，法案提出了重点支持电动车、光伏等清洁能源产业的发展的政策目标。储能作为关键性支持技术可以正式以独立主体身份获得最高70%的投资税收抵免，并可与太阳能发电投资脱钩。IRA的出台显著改善了美国独立储能项目的收益能力，激励了开发商加快独立储能电站的部署，推动了美国储能进入全新的发展阶段，为美国储能行业未来10年的快速发展奠定了基础。此外，投资税收抵免补贴将在之前的基础上延期10年，并将抵免划分为“基础抵免+额外抵免”，基础抵免额度由之前的26%上升至30%。税收抵免力度进一步加强，美国户用储能项目的经济性有望进一步提升。美国各州也陆续设立了相应的储能部署目标，推动储能项目切实落地，如表1-1所示。
表1-1 美国各州储能部署目标
美国电力体系的市场化成熟，形成了由联邦层面的美国联邦能源管理委员会、北美电力可靠性委员会（NERC），以及州层面的公用事业委员会（Public Utility Commission，PUC）监管的市场体系。美国的电力系统被划分为东部电网（Eastern Interconnection）、西部电网（Western Interconnection）和得州电网（Electric Reliability Council of Texas，ERCOT）三大区域电网，在电网内又划分多个区域市场。市场主体是区域传输组织（Regional Transmission Organization，RTO）或独立系统运营商（Independent System Operator，ISO）。RTO 负责组织电力市场内的电能购销；ISO 负责管理最终市场，组织平衡发电与用电负荷的实时市场。电力的发、输、配、售由市场内独立或一体化的公司承担。发电企业负责生产和出售电能，同时提供电力辅助服务。输电公司拥有输电资产，在ISO的调度下运行输电设备。配电公司负责运营配电网络。在用户端，大用户可以通过批发市场与发电企业直接进行竞价购电。部分大用户可以作为负荷调节资源参与辅助服务，其他大用户也可以通过售电公司购买电力。不愿意或者不能参加批发市场买卖的小用户可以通过售电公司的零售商购买所需的电力资源。
根据储能系统的应用场景不同，美国储能应用包括表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind of the Meter，BTM）两类。对应美国应用场景的划分，表前通常指电网侧和发电侧，储能装机规模一般较大；表后指家庭和工商业企业等用户侧的配置。
目前，美国表前储能市场主要由几个不同的区域电力市场组成。其中，宾夕法尼亚州—新泽西州—马里兰州互联网络（Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection，PJM）市场、加州独立系统运营商（California Independent System Operator，CAISO）市场、得州电力可靠性协会（Electric Reliability Council of Texas，ERCOT）市场等为影响力较强、所占份额较高的市场。储能的市场供给主要由独立发电商提供，其储能装机容量占储能总装机容量的比重为56%，其次是投资者拥有的公用事业公司，其储能装机容量占储能总装机容量的比重为20%。
2022年美国表前储能用途情况统计如图1-6所示（多用途储能容量重复计算）。表前市场的主要应用有调频、旋转备用、调峰、负荷管理、后备电源等。根据彭博新能源财经（Bloomberg New Energy Finance，BNEF）统计，2020年美国新增储能主要来自表前市场，装机容量占储能总装机容量的比重高达80%。新增电化学储能中表前市场装机容量为852兆瓦，同比增加297%。大型储能系统在不同区域也对应着不同的储能需求与应用场景，在PJM 市场的主要应用场景为电网调频，在CAISO 市场则为电网调峰、负载管理等；MISO （Midcontinent Independent System Operator）市场的储能系统主要应用于调峰调频；几个独立且需求相对特殊的电网系统，即阿拉斯加、夏威夷等电网系统，则应用于更加多样的场景以提高电网的可靠性。根据EIA统计，2019年美国储能累计装机容量中有73%用于调频。
图1-6 2022年美国表前储能用途情况统计
数据来源：EIA
美国各市场储能发展的推动力不同，因此各市场储能的配置时长和所有权也有着较大的差异。其中，典型代表是PJM市场与CAISO市场两种模式。
PJM市场是全球电力辅助服务市场领域较成熟的案例，PJM辅助服务将电能量与调频、备用辅助服务市场联合出清，以达到成本的最小化。PJM市场能够以每5分钟1次的频率联合出清，产生节点边际电价、调频服务的里程价格和容量价格、同步备用出清价、非同步备用出清价，负荷服务商（Loading Serving Entities，LSE）有义务根据其占总负荷的比例购买调频和备用服务。PJM市场将电力现货市场与辅助服务市场联系起来，并且传导至电力用户进行费用分摊，使得市场得以有效运行并产生效益。PJM市场的储能装机以调频用的短时储能为主，主要满足辅助服务市场的需求。PJM储能的投资者以独立发电商为主，也有少量的工商业用户也参与到辅助服务市场中。
CAISO 储能的投资者主要来自公用事业公司，此外工商业用户和独立发电商也占较大的比重。CAISO 储能投资主要通过市场机制获得成本回收。根据CAISO 储能设施的所有权和功能不同，其成本回收方式也有所区别。以提高输配电可靠性为主的储能设施，若其所有权属于公用事业公司，则储能成本主要从输配电价中回收；应用于平滑风光波动的储能设施，若其所有权属于公用事业公司，则储能成本从上网电价中回收；若储能设施的所有权属于第三方，则储能成本主要通过批发市场回收；若储能设施的所有权属于用户且用于发挥负荷调节功能，则储能成本主要通过需求管理、分布式发电、电动汽车充电等激励机制回收。但无论采用何种方式，表前储能成本最终都是通过价格传导机制由终端用户承担。
表后市场对应安装在户用和工商业的储能装机中。根据 EIA 的统计，2019年公用事业公司报告了美国现有的402兆瓦的表后储能装机容量，其中约41%安装在商业部门，41%安装在住宅部门，14%安装在工业部门。根据BNEF的统计，2020年表后电化学储能市场新增装机容量209兆瓦，其中新增户用装机容量154兆瓦，同比增加63%，占电化学储能总装机容量的比重约为15%；工商业2020年新增装机容量55兆瓦，同比降低24%，占电化学储能总装机容量的比重约为5%。表后储能设施基本与光伏发电设施捆绑安装，白天阳光充足，可以“自发自用”，多余的电量则存储在储能条信息中并于夜间使用。此外，通过“峰谷套利”也降低了综合用电成本。
当前，并网型户用光伏电价政策主要有“净计量”和“自发自用”两大类，两者的核心区别在于户用光伏余电上网电价不同。美国大多数州采用“净计量”政策，户用光伏余电上网电价接近或等于居民电价，光伏电价与居民电价的套利空间过小，居民也失去了配置储能的经济动力；仅有8个州采用户用光伏“自发自用”政策，户用光伏余电上网电价一般大幅低于居民电价，居民可通过配置储能提高户用光伏自发自用比例来节省电费。根据EIA的统计，2021年，实行“净计量”政策的地区共新增表后储能装机容量781.2兆瓦，非“净计量”政策的地区则贡献了312.4兆瓦的表后储能装机容量。
美国表后储能市场中，户用和商用占比较大。目前最大的表后市场位于加利福尼亚州（以下简称加州），加州以外则以户用为主。据EIA统计，截至2019年，加州累计装机容量326兆瓦，占据美国总装机容量的86%，其中40%用于商业用户，32%用于住宅用户，14%用于工业用户。加州表后储能的发展主要归功于其发布的自发电激励计划（Self-Generation Incentive Program，SGIP）。SGIP在2001年制定时的目的为降低系统峰值负荷，主要针对分布式发电进行补贴，并不包含储能。到2008年，SGIP才将与可再生能源配合使用的储能设备纳入补贴范围。为减少温室气体排放，SGIP于2009年进一步将补偿对象范围从分布式发电扩大到分布式能源，自此独立储能设备也开始享受补偿。按照目前的居民电价估计，在用户安装光储系统并获得补贴后，全生命周期的电能使用成本大大低于直接从电网购电的成本。
近年来，美国峰谷电价差逐渐拉大，也提高了表后安装储能的经济性。另外，由于美国各州电网系统相对独立，不能进行大规模跨州调度，且超过70%的电网设施已经建成25年以上，系统老化明显，出现了供电不稳定、高峰输电阻塞、难以抵抗极端天气等问题，叠加新冠疫情和极端天气影响，居民提升用电可靠性的需求大幅提升，户用储能需求也随之大幅提升。
美国的电力市场正在经历重大的结构性变化，储能系统在未来数年内也有着较大的装机需求。根据EIA 2021年的规划数据，2021—2023年，电网中大规模电池储能的安装能力将超过12000兆瓦，是2019年容量的10倍，其中加州电力市场是主要的增量来源。根据美国储能协会的预测，到2026年，美国居民用户表后储能的电量规模预计达到4106兆瓦时，也将超过2019年水平的10倍。