1 为什么美国储能市场2020年开始高增？
美国电池储能高增：2020年电池储能新增装机489MW，YOY+199%；2021年预计同增776%
美国电池储能的发展主要与三个因素相关：新能源（尤其是光伏）发电渗透率，政策是否提供了合理的盈利模式，电池储能的成本。
美国电池储能高增：主要贡献来自表前市场
在全部电池储能装机中，表前市场贡献了80%以上的份额，美国表前储能市场在2020Q3开始高增。
原因1-美国特色：美国电网基础弱+无法全国调度=主要依赖电力辅助服务完成消纳
美国电力系统较为复杂，一半的地区为发输配售电一体化的模式，另外一半经过改革形成了三大层级：
第一层级：负责监管与规则制定的FERC和SPUC。
第二层级：负责各地区电力市场交易和建设规划审核的7大独立电网运营商。
第三层级：负责发电厂建设与运营的独立发电厂（IPP）与电力公司等。
联邦目前无法实现全国各地之间的调度，新能源消纳问题需要各地自行解决。
原因2——改变：2018年起允许电池储能系统参与电力批发和辅助服务市场竞争，盈利 模式确立
随着新能源装机的增长，对储能等调峰需求也快速增长。大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式，即PPA或电力辅助服务，分别对应发电侧和电网侧，此后电池储能装机正式进入高增期。
原因3：电网侧主要用于电力辅助服务，储能成本、效果均优于当前主流的天然气
电网侧储能作用主要是三方面：1）减少对传输线、变电站和变压器的压 力，减轻阻塞和扩容压力；2）延缓电网扩容升级；3）能量转移，平整负 载峰值。其中最常见的作用是调峰、调频。
从经济性层面看，假设光储电站为100MW，每天进行一次充放电，则储能 系统的LCOS（储能度电成本，单位发电量所对应的储能投资成本）为 114$/MWh，2020年光伏的LCOE为28.8 $/MWh，因此光储调峰成本为143 $/MWh，低于天然气调峰的175$/MWh，因此电池储能已经好于当前主流的天然气。
从服务效果看，电池储能用于电力辅助服务的效果大幅优于天然气，主要 是电池储能响应速度快，达到秒级；随时可以充电或放电，不受燃料供应、 机械惯性的影响；可将电池包灵活布置，安装周期短。
原因4：发电侧主要用于PPA，储能功率配比在50%以内时具备经济性
发电侧储能作用主要是两方面：1）消除新能源弃电损失；2）实 现能量时移（正午的光伏电存起来到晚上用）甚至季度调配。由 于美国多数地区的弃光率较低，因此仅靠消除弃电损失带来的收 益率较低，利用储能把光伏电站变成可持续向用电方出售绿电的 PPA（用电方和供电方签署长期购电协议，事先制定电价，供电 方要满足用电方的实时电力需求）模式更具优势。
假设每天“一充一放”，电池储能系统的LCOS为83$/MWh。按不同功率配比进行测算，可知当储 能功率配比控制在50%以内时，光储电站相较天然气发电具有相 对优势。
当前光储PPA的储能功率配比多在50%以内，后续可通过多能互补降低储能配比
当前美国多数新能源+储能项目的储能功 率配比在20%-50%，相较于燃气发电，具有较强的经济性。随着未来 新能源发电量占比的进一步提升，储能功率配比势必要增加，因此中期看 多能互补将成为趋势，即通过增加风电、火电等其他类型发电厂来解决光 伏晚上完全没电完全依赖储能的问题，降低储能配比。而要实现光储电站 对火电的全面替代，则需要光伏与储能成本进一步降低。
美国发电侧储能装机与弃光率关系不大，主要是电力自由交易制度下的经济性考量
中国发电侧储能的安装与弃光率直接相关，美国市场的储能安装与弃光率关系不明显，更多是业主出于项目所在地储能安装经济性的自发选择，经济性的来源则是ITC政 策（初始投资成本降低20-30%）与电力的自由交易制度。
2 投资储能电站的企业是哪些？
独立发电厂在风光电站投资中占比83%，在电池储能电站中占比也在83%
截止2021年5月，有83%的风光发电厂是由IPP（独立发电厂） 投资的，但由于并非所有IPP均有充足的天然气调峰电站，因此 多数IPP在签订PPA时往往需要建设储能电站，这也导致了83% 的储能电站由IPP投资。
而在IPP企业中，2020年末排在前列的有First Solar、NextEra、 SunEdison、Cypress、AES（美国最大的独立发电商）等，光伏 装机分别达5.1、4.7、2.9、2.5、1.8GW。
主要独立发电厂均制定了储能的开发计划，目前VISTRA凭借2020年的300MW项目领先
在光伏平价以及电力市场消除电池储能的参与壁垒后，许多 电力公司新建了储能项目来保障新能源发电的持续性。其中 VISTRA、LS POWER、NEE、AES、Ventura占据前五名，市 占率分别在15%、14%、11%、9%、5%。
3 谁将受益于美国表前储能市场高增？
空间：2025年FTM市场规模达53亿美元，5年CAGR达36%
预计2021年美国储能市场规模达46.5亿美元，2026年将达85.3亿美元，其中表前市场规模将从2020 年的11亿美元，快速增长至2025年的53亿美元，CAGR达37%。2020年新增电池储能0.5GW，预计2021年美国大型电站的电池储能装机规模在4GW，且后面几年均有大量项目在储 备待建。
锂电储能系统由电池、PCS、BMS、EMS等组成，其中电池的成本占比最高
锂电储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS） 、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及其他电气设备构成，其中电池组的成本占比近60%，PCS占10-20%，其他成本约占20-30%。
在美国市场上，储能电池的供应商主要是LG、三星与宁德时代，PCS的供应商主要是阳光电源。
电池、材料龙头厂商将受益于储能电池带来的量增
储能市场的高增将带动电池供应商和其材料供应商业绩的增长。
零部件企业：熔断器、继电器、低压电器等有望受益于储能增长
表前储能为高压、大电流场景，储能装机规模增长带动熔断器、继电器等元器件需求提升；而储能逆变器带动低压电器等需求提升。高压场景下，熔断器、继电器性能要求提升，单价也有较大幅度提升。
PCS厂商：美国出货的阳光电源，储能逆变器盈利高于并网
锂电储能系统的另一重要组成为储能逆变器，以光储系统为例， 储能逆变器除需要满足光伏逆变器对直流电转交流电的逆变要 求外，增加了双向变流的需求，且并离网切换时间要短，对电 网友好性要求更高，因此其所用元器件数量可达并网逆变器的2 倍，技术壁垒更高，盈利水平也更高。
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美国电池储能高增：主要贡献来自表前市场
在全部电池储能装机中，表前市场贡献了80%以上的份额，美国表前储能市场在2020Q3开始高增。
原因1-美国特色：美国电网基础弱+无法全国调度=主要依赖电力辅助服务完成消纳
美国电力系统较为复杂，一半的地区为发输配售电一体化的模式，另外一半经过改革形成了三大层级：
第一层级：负责监管与规则制定的FERC和SPUC。
第二层级：负责各地区电力市场交易和建设规划审核的7大独立电网运营商。
第三层级：负责发电厂建设与运营的独立发电厂（IPP）与电力公司等。
联邦目前无法实现全国各地之间的调度，新能源消纳问题需要各地自行解决。
原因2——改变：2018年起允许电池储能系统参与电力批发和辅助服务市场竞争，盈利 模式确立
随着新能源装机的增长，对储能等调峰需求也快速增长。大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式，即PPA或电力辅助服务，分别对应发电侧和电网侧，此后电池储能装机正式进入高增期。
原因3：电网侧主要用于电力辅助服务，储能成本、效果均优于当前主流的天然气
电网侧储能作用主要是三方面：1）减少对传输线、变电站和变压器的压 力，减轻阻塞和扩容压力；2）延缓电网扩容升级；3）能量转移，平整负 载峰值。其中最常见的作用是调峰、调频。
从经济性层面看，假设光储电站为100MW，每天进行一次充放电，则储能 系统的LCOS（储能度电成本，单位发电量所对应的储能投资成本）为 114$/MWh，2020年光伏的LCOE为28.8 $/MWh，因此光储调峰成本为143 $/MWh，低于天然气调峰的175$/MWh，因此电池储能已经好于当前主流的天然气。
从服务效果看，电池储能用于电力辅助服务的效果大幅优于天然气，主要 是电池储能响应速度快，达到秒级；随时可以充电或放电，不受燃料供应、 机械惯性的影响；可将电池包灵活布置，安装周期短。
原因4：发电侧主要用于PPA，储能功率配比在50%以内时具备经济性
发电侧储能作用主要是两方面：1）消除新能源弃电损失；2）实 现能量时移（正午的光伏电存起来到晚上用）甚至季度调配。由 于美国多数地区的弃光率较低，因此仅靠消除弃电损失带来的收 益率较低，利用储能把光伏电站变成可持续向用电方出售绿电的 PPA（用电方和供电方签署长期购电协议，事先制定电价，供电 方要满足用电方的实时电力需求）模式更具优势。
假设每天“一充一放”，电池储能系统的LCOS为83$/MWh。按不同功率配比进行测算，可知当储 能功率配比控制在50%以内时，光储电站相较天然气发电具有相 对优势。
当前光储PPA的储能功率配比多在50%以内，后续可通过多能互补降低储能配比
当前美国多数新能源+储能项目的储能功 率配比在20%-50%，相较于燃气发电，具有较强的经济性。随着未来 新能源发电量占比的进一步提升，储能功率配比势必要增加，因此中期看 多能互补将成为趋势，即通过增加风电、火电等其他类型发电厂来解决光 伏晚上完全没电完全依赖储能的问题，降低储能配比。而要实现光储电站 对火电的全面替代，则需要光伏与储能成本进一步降低。
美国发电侧储能装机与弃光率关系不大，主要是电力自由交易制度下的经济性考量
中国发电侧储能的安装与弃光率直接相关，美国市场的储能安装与弃光率关系不明显，更多是业主出于项目所在地储能安装经济性的自发选择，经济性的来源则是ITC政 策（初始投资成本降低20-30%）与电力的自由交易制度。
2 投资储能电站的企业是哪些？
独立发电厂在风光电站投资中占比83%，在电池储能电站中占比也在83%
截止2021年5月，有83%的风光发电厂是由IPP（独立发电厂） 投资的，但由于并非所有IPP均有充足的天然气调峰电站，因此 多数IPP在签订PPA时往往需要建设储能电站，这也导致了83% 的储能电站由IPP投资。
而在IPP企业中，2020年末排在前列的有First Solar、NextEra、 SunEdison、Cypress、AES（美国最大的独立发电商）等，光伏 装机分别达5.1、4.7、2.9、2.5、1.8GW。
主要独立发电厂均制定了储能的开发计划，目前VISTRA凭借2020年的300MW项目领先
在光伏平价以及电力市场消除电池储能的参与壁垒后，许多 电力公司新建了储能项目来保障新能源发电的持续性。其中 VISTRA、LS POWER、NEE、AES、Ventura占据前五名，市 占率分别在15%、14%、11%、9%、5%。
3 谁将受益于美国表前储能市场高增？
空间：2025年FTM市场规模达53亿美元，5年CAGR达36%
预计2021年美国储能市场规模达46.5亿美元，2026年将达85.3亿美元，其中表前市场规模将从2020 年的11亿美元，快速增长至2025年的53亿美元，CAGR达37%。2020年新增电池储能0.5GW，预计2021年美国大型电站的电池储能装机规模在4GW，且后面几年均有大量项目在储 备待建。
锂电储能系统由电池、PCS、BMS、EMS等组成，其中电池的成本占比最高
锂电储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS） 、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及其他电气设备构成，其中电池组的成本占比近60%，PCS占10-20%，其他成本约占20-30%。
在美国市场上，储能电池的供应商主要是LG、三星与宁德时代，PCS的供应商主要是阳光电源。
电池、材料龙头厂商将受益于储能电池带来的量增
储能市场的高增将带动电池供应商和其材料供应商业绩的增长。
零部件企业：熔断器、继电器、低压电器等有望受益于储能增长
表前储能为高压、大电流场景，储能装机规模增长带动熔断器、继电器等元器件需求提升；而储能逆变器带动低压电器等需求提升。高压场景下，熔断器、继电器性能要求提升，单价也有较大幅度提升。
PCS厂商：美国出货的阳光电源，储能逆变器盈利高于并网
锂电储能系统的另一重要组成为储能逆变器，以光储系统为例， 储能逆变器除需要满足光伏逆变器对直流电转交流电的逆变要 求外，增加了双向变流的需求，且并离网切换时间要短，对电 网友好性要求更高，因此其所用元器件数量可达并网逆变器的2 倍，技术壁垒更高，盈利水平也更高。
报告链接：美国储能市场分析：表前市场高增，开启美国储能新篇章
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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