美国是全球储能行业最重要的市场之一，随着光伏和风电装机量的快速上升，电力系统的不稳定促进了清洁能源配储比例的大幅提高，叠加国家政策和储能技术等多重因素的驱动，美国储能装机容量快速增长。

受IRA补贴政策落地影响，2023Q2美国储能装机取得了历史最好成绩，迎来了创纪录的增长。但受并网排队积压影响，Q3以来装机量走弱，市场预期下调。

目前美国已出台简化流程、加快并网的新政策，有望起到疏导作用，叠加IRA框架下补贴细则确定、供应链成本下降、项目储备充足，长期来看，美国大储需求增长稳健。


据相关数据，2023年Q2美国储能新增装机1680MW/5597MWh，创下历年各季度纪录。其中，Q2美国电网或公用事业规模（电表前）的部署规模为1.51GW/5.11GWh，占Q2总装机的91.3%，居于绝对主导地位。

而其他机构在2023年8月底发布的数据更高，2023年Q2美国在所有细分市场共部署了1.931GW。其中，加州是领先者，迄今为止美国表前近一半（49%）的装机容量位于加州独立系统运营商（CAISO）电网上。加州在Q2总共部署了738MW，主要包括了Moss Landing 项目三期350MW/1400MWh容量的投运。

美国大储能装机本可以飙升得更高，但由于并网延迟而受阻，2023年Q2表前已有超过2GW项目出现延期。根据相关数据，美国正在开发的1.7GW新电网规模的电表前（FTM）项目原计划在第三季度投产，现已推迟到未来几年，另有380MW项目被完全取消。原因除了供应链紧张外，主要是由于各个区域电网公司（ISOs）有大量项目排队并网导致积压，无法顺利推进并网流程，导致项目延期或取消。

相关机构曾预测，2023年至2027年期间，美国储能部署规模将达到约75GW。在8月的最新预测中，这一数字已下调至67GW，其中电网规模将占这些新增容量的83%（55GW）左右。
美国2023年Q3投运1MW及以上储能规模为2.58GW，其中7月单月新增1.50GW，创2023年截至目前的最高记录。8月美国新增装机仅485.6MW，环比下滑67.8%。9月美国新增装机约594.4MW，整体符合预期。美国大储实际投运低于规划，延期状况持续，2023前三季度投运4.38GW，同比增长42.04%，Q4规划投运4.19GW。

此前，高工产研（GGII）分析认为，美国储能市场并网延迟的主要原因可以概括为并网研究流程繁琐和电网改造费用高昂两点。

一是并网研究流程繁琐。美国输配电网络老化严重，电网系统运营商或公共事业公司要求包括储能在内的新能源项目在并网前进行一系列的并网影响研究，典型的研究流程包括可行性研究、系统影响研究、设施研究三个部分，更详细地估算项目并网所需的设备、工程和设施改造成本。

二是高昂的电网改造费用。美国电网系统整体比较老旧，随着新能源接入量的不断上升，部分电网不堪重负，因此地区公共事业公司和电网运营商往往要求新能源开发商承担电网和变电站升级等电力设施改造费用。业主若不同意电网运营商的方案，将导致来回多轮谈判，并影响队列后续项目的接入进度。


2023年，美国储能项目排队容量已超过600GW，其中仅有10%获得并网许可。光伏配储项目从提出到投运时间已超过70个月。单位容量的并网费用也较2010年代增长数倍。

好消息是，锂价下降背景下美国储能单位建设成本亦明显下降，且美国联邦能源监管委员会（FERC）已推出简化流程、加快并网的疏导政策应对并网排队问题。同时，在5月，IRA框架下的储能补贴细则得以确定，美国针对5度电以上储能系统，给予最高30%投资退税减免（ITC），且对于搭载在美国本土制造的电池的储能系统，将给予10%投资税收抵免。

坏消息则是，美联储利率正处于高位将会增加企业的借贷成本，影响企业投资和扩张，且除了电池之外，现在主要是其他关键组件受到供应链限制，高压变压器、开关设备甚至外壳的交付周期都比以前长得多。

但总的来看，在政策疏导、补贴细则确定、成本下降等有利因素推动下，美国大储需求仍然旺盛，项目申请量屡创新高。

对于美国大储部分规划项目出现并网装机延迟，宁德时代也在2023年10月19日的电话会议中表示，“这只是需求的递延，不是消失。长期来看，在碳中和情境下，储能需求增长稳健。”

因此，目前来看美国储能明年需求无虞，预计头部储能电池厂商、头部集成商和核心部件供应商仍将维持项目渠道、生产成本、产能等方面的优势，有望持续获得良好业绩。

原标题：并网排队积压 美国大储市场“生变”