美国储能市场空间巨大，未来几年开始呈现指数级增长。
8月11日，天风证券发布行业报告——《储能系列深度4：表前市场高增，开启美国储能新篇章》，预测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，且后续几年均有大量项目储备待建。
实际上，此前已有多家权威机构对美国储能给出了乐观预测。
Wood Mackenzie（伍德麦肯兹）预计，在2021年可能部署总储能容量将近12GWh储能系统，未来五年内储能市场规模将扩展20%至25%。
美国国家可再生能源实验室预测，到2050年，美国的长时储能系统（持续放电时间长达12小时以上）的装机容量将会显著增长，在未来30年将会部署装机容量为125GW到680GW的长时储能系统。
美国储能协会（ESA）则认为，到2025年，美国储能市场部署的储能系统装机容量将会增长五倍。其中，用户侧储能系统继续构成这一增长的主要部分。
美国储能高速发展的背后，主要与三大因素相关：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。
而随着近年来，美国储能系统的成本持续下降，政策支持力度不断加大，以及其联邦和和各州政府的监管改革，共同将美国储能行业推入了“快车道”。
天风证券在上述报告中，将美国储能高速发展的具体原因梳理为以下几点：
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。
