调研显示，这份 2025 年美国公用事业级电力储能发展状况研究报告，由美国未来资源研究所产出，围绕电网级储能的实际应用、市场规则以及地区落地情况开展调研分析。

调研显示，储能在电力系统内部存在多种使用方式，能量套利是其中一类主要应用模式，储能在电价偏低时段吸纳电力，电价走高的时候向外输出电力。

调研显示，随着低成本新能源不断接入电网，套利模式可以把低价电力资源分配到一天当中更多的用电时段，但储能装机规模扩张之后，单套储能单元可以拿到的套利收益会出现缩减。

调研显示，辅助服务是储能另一大应用方向，主要用来维护电网运行稳定，并不直接向用户输送电力，电池具备快速功率调节能力，在该类市场形成竞争力。

调研显示，部分区域辅助服务市场会出现容量饱和现象，储能装机持续增加之后，对应市场价格以及项目能够拿到的营收水平会随之往下回落。

调研显示，储能也可以参与容量充裕性保障相关业务，不同时长的储能设备，在容量市场当中可以获得的补偿水平并不相同，更长时长设备往往可以拿到更高补偿。

调研显示，储能还可以充当仅传输资产，用来缓解线路拥堵，联邦能源监管委员会曾经出台政策声明，给出这类资产按成本定价的参考准则。

调研显示，不同区域对于该模式的落地进度并不一致，部分区域已经落地运行，还有一些区域依旧处在方案研讨推进阶段。

调研显示，垂直一体化公用事业企业同时拥有发电、输电、配电资产，储能资产可以同时兼顾供电、输电还有各类电网配套服务。

调研显示，统计数据显示，2023 年投资型公用事业企业掌握全美大约 36% 的电力装机，但其持有的储能容量占比仅为 13%。

调研显示，报告梳理美国各州出台的储能相关采购硬性目标，不同州设置的储能规模、时长、完成截止时间都存在明显差异。

调研显示，部分地区出台清洁能源标准，并不直接针对储能本身，但会改变整体发电结构，间接影响储能项目的实际落地空间。

调研显示，各区域电网的并网流程规则存在明显差别，部分区域储能项目提交并网申请时，不能自主填报运行约束参数，系统会做偏保守风险假设。

调研显示，德州采用连接加管理的模式，新项目并网前期不需要完成大额网络升级，调度机构后续动态管控机组出力，整体并网等待周期相对更短。

调研显示，多个区域都在推进富余并网服务机制，允许已经拿到并网权限的电站叠加储能设备，充分利用已经闲置下来的并网资源。

调研显示，各个独立系统运营商，会使用不一样的方法对储能开展容量认定，同样时长的储能，在不同市场当中被认可的可靠容量占比并不统一。

调研显示，加州不设立标准化容量市场，依靠负荷服务实体自行签约保障资源，使用按日拆分的框架评估每一个小时的供需匹配情况。

调研显示，德州运行纯能量市场，没有容量市场机制，依靠短缺时刻的高电价激励储能等资源参与，储能营收高度依赖价格套利业务。

调研显示，储能参与市场的报价逻辑和传统发电机组不一样，电池会同时设置充电出价以及放电出价，放电报价会考量储能电量的机会成本。

调研显示，部分市场设置荷电状态硬性约束，用来保障储能执行辅助服务的时候，手里留存足够电量，不同区域设置的约束条件存在区别。

调研显示，这类硬性约束会带来连锁影响，部分场景下储能需要在电价偏高的时段完成充电，才能够满足规则要求，改变原本的运行策略。

调研显示，美国储能项目落地呈现很强的地域分化，加州与德州的新增储能装机规模遥遥领先，其余各州的新增体量相对有限。

调研显示，不同地区储能和风电光伏的配比并不均衡，储能规模和光伏的关联度，整体会高于储能和风电之间的关联程度。

调研显示，不同市场里面储能营收的来源构成并不相同，德州储能营收当中辅助服务占比较高，加州储能项目的收入更多来自能量交易板块。

调研显示，短时锂离子电池构成当前美国公用事业级储能的绝对主力，长时储能技术现阶段实际落地体量依旧处在较低水平。

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