2021年美国储能市场发展动力及应用场景研究报告（27页）.pdf

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1、根据储能时长，可以分为短期、中期和长期储能。抽水蓄能、压缩空气储能、储热蓄冷、各类容量型电池等储能时长大于 4h，属于长期储能，可用于电网调峰调频、备用容量等。短期、中期储能，如铅酸电池、部分锂电池、电磁储能，储能时长在 2h 以下，可用于调峰调频、平滑出力、紧急备用等。根据储能的应用场景，通常将美国储能市场分为电表前(包括发电和电网)，与电表后(包括家用和工商业)。EIA 在 2020 年电化学储能报告中，将其分为大型储能系统(>1MW)和小型储能系统(<1MW)。根据 BNEF 统计，2020 年美国公用事业端安装了大量的储能，新增装机 852MW，同比增长 297%，占当年新

2、增 80%，是过去一年的主要增长动力;户用储能则是去年的第二大市场，新增装机 154MW，同比增长 63%，占当年新增 15%;工商业储能新增装机 55MW，同比下降 24%，占当年新增 5%。能源出力、负载管理等。根据 BNEF 统计，2020 年美国新增储能主要来自于表前市场，装机占比高达 80%。新增电化学储能中表前市场装机量 852MW，同比增加 297%。不同区域也对应着不同的储能需求，PJM 市场的大型储能系统主要用于电网调频;加州则用于电网调峰、负载管理等;MISO 的储能系统主要针对于调峰调频;阿拉斯加、夏威夷等地因其本身电网系统较为独立，储能系统的作用更加多样化，致力于提高电

3、网的可靠性。根据 EIA 统计，2019 年度美国储能累计中级中 73%的能量容量用于调频。表前市场储能的经济性提高依赖于储能系统成本的降低。目前成本较低的方式为抽水蓄能和锂电池储能。根据 BNEF，2020 年全球储能电站的成本为$300/kWh，对比 2018 年的$360/kWh 已经有了明显的下降，电池技术下降至 2009 年度的十分之一。2020 年 12 月，美国能源部首次发布能源大挑战路线图(ESGC)，提出了一些关于价格的未来发展目标，计划到 2030 年将储能平准化成本降至$0.03-0.05/kWh，将储能系统成本降至$200 /kWh。美国表前储能市场收益方式主要有能量市

4、场、电力辅助服务、峰谷套利和输配电价。1)储能参与能量市场，通过日前和实时市场竞价，获得出清收益。2)储能参与电力辅助服务，主要市场化运营调频、备用、黑启动等，其中调频和备用可以通过日前市场和实时市场进行竞价，最终根据实际出清价格获得收益，黑启动主要通过签订长期协议。3)峰谷套利：目前美国峰谷价差较大，在 0.1-0.2 美元/kWh 之间，且有着逐年拉大的趋势，储能项目可以通过在谷电价时充电，峰电价时放电获取收益。4)另外与国内市场不同的是，美国大多大型电力公司均为发输配售一体化，部分储能成本可以通过输配电价传送到用户端。市场将电量与调频、备用联合出清，终端需按照辅助服务负荷占总负荷的比例购

5、买相应服务，将电力现货与辅助市场联系起来，将成本传递到用户端，可以获得输配电价、辅助服务、备用的收益。加州定义三个储能资源模型准入市场：代理需求响应资源(PDR)、分布式能源(DER)和非发电资源(NGR)，主要以 NGR 模式参与。加州是美国一个较为成熟的电力市场，它是美国储能能量规模最大的州，占到已投运项目 44%的能量规模和 18%的功率规模。加州储能以提供能量服务为主，应用领域多样化。CAISO 储能项目的平均功率规模为 5MW，平均储能充放电时长为 4 小时。目前加州 62%的储能装机规模是由 SCE 和 SDG&E 等公共事业公司采购和应用的，主要解决储气库泄漏带来的供电稳定性问题，满足 CPUC 发电资源至少提供 4 小时备用容量的要求。