去年，美国部分地区已经明显感受到电力开始“不够用”。AI数据中心集中上马，使电力负荷在短时间内大幅抬升，而新增电源和电网建设的进度却严重滞后。一边是算力需求几乎每1.4年翻倍，另一边是煤电、老旧燃气机组持续退出，新项目并网排队时间长达7年以上。供需错位之下，弗吉尼亚、德克萨斯等数据中心密集区域，电价和容量成本率先走高，电力紧张已经直接反映到市场价格层面。

　　本次梳理主要围绕北美缺电的逻辑起点、数据中心配储的经济性优势以及各州储能市场的细分驱动力展开。通过统计2025年最新装机数据和备案量，列举了阳光电源、宁德时代、阿特斯等核心公司在北美市场的业务动向与竞争优势，揭示储能作为解决北美缺电核心路径的确定性逻辑。

　　一、缺电现状

　　美国储能装机目前维持在高位，2025年全年预计新增装机将达到52.5GWh，其中2025年第三季度单季度新增装机就达到14.5GWh。根据伍德麦肯兹的数据，公共事业级储能依然是增长主力，加利福尼亚州和德克萨斯州的新增装机合计占到2025年第三季度总装机的82%。从系统价格来看，虽然2025年第三季度系统单价同比下降11%至938美元/kW，但环比已出现上涨趋势。阿特斯的数据也显示，其2025年前三季度的储能出货单价稳定在1.32元人民币/Wh。

　　美国电力系统的充裕度正在下降，2025年预计将退役12.3GW的发电容量，其中66%是煤电。根据美国能源部的预测，2030年前计划退役的可调度容量合计高达104GW，而同期规划投运的基荷电源仅为22GW。这种缺口导致每年无法满足负荷需求的小时数（LOLH）将从2024年的8.1小时激增到2030年的817小时。特别是在PJM和ERCOT等重点电网区域，电力短缺的情况尤为显著。

　　二、排队困局

　　目前真正卡住北美能源转型的是长达5年以上的并网排队与输电建设，而非发电能力不足。截至2024年，美国累计并网排队项目容量达到2290GW，其中约95%是太阳能、风能和储能项目。在加利福尼亚州（CAISO）区域，项目从申请到投运的平均周期高达7.6年，PJM区域也需要6.3年。相比之下，大型AI数据中心从选址到投运仅需2-3年，电源建设与负荷落地的严重时间错配，使得能够绕开大并网队列、直接接入配电网或表后（BTM）的方案成为具有速度价值的选择。

　　储能凭借不到20个月的建设周期，在速度、成本和战略灵活性三个维度形成了显著优势。2025年前三季度，亚利桑那州通过并网2.01GW/8.06GWh的储能容量，成为容量新增并网全美第一。此外，内华达州、爱达荷州和印第安纳州的储能并网规模也均超过了1GWh。备案数据方面，2025年9月末美国总储备储能项目达到66.33GW，显示出强劲的后续增长动能。

　　三、德州套利

　　德克萨斯州储能市场主要由电价套利和辅助服务驱动。2025年德州的风光渗透率预计达到37%，这种高度波动的新能源占比促使电价呈现低价高波动的特性。在极端天气下，德州曾出现1小时内套利利差超过3000美元/MWh的情况。2024年，德州1小时储能的平均套利收益为98美元/MWh，电价套利收入在储能总收益中占比高达80%。

　　虽然辅助服务市场竞争加剧导致收益下滑，从2023年的113.40美元/MWh降至2024年的29.58美元/MWh，但储能系统成本的快速下降弥补了这一缺口。测算显示，德州一个2小时储能项目仍可维持13.5%的IRR平均水平。到2030年，受AI数据中心驱动，德州电力需求可能再涨50%，这使得优质节点的并网资格成为稀缺资源。目前德州储能投运量为16.90GWh，而储备量达到30.49GW，位居全美第一。

　　四、加州驱动

　　加利福尼亚州则是政策与容量市场双重驱动的典范。其2025年前三季度的风光渗透率达到46%，光伏累计装机51.9GW居全美首位。加州电价几乎是全美平均水平的两倍，这为储能提供了深厚的经济土壤。储能发电量从2022年的1GW不到提升至2025年的4.9GW，有效取代了傍晚高峰时段的天然气发电，使得天然气用量同比减少18%。

　　加州储能的核心收益来源是容量合同（RA），其收益平均为90-120美元/kW年，部分优质节点甚至可达136美元/kW年。RA合同通常锁定5-10年，构成了储能收入的压舱石。一个选址良好的4小时储能系统，年化收入可达20万美元，对应IRR高达24.41%。标准普尔预测，到2028年加州部署的储能容量将达到37.6GW，折合150.4GWh的装机需求，削峰填谷已成为其底层刚需。

　　五、算力电力

　　弗吉尼亚州作为全球最大的数据中心集中地，其用电占比正在经历爆发式增长。2023年数据中心用电占比为25.6%，2024年跃升至39%，预计到2030年将消耗该州约50%的电量。PJM预测到2030年系统需求将增加32GW，其中30GW来自数据中心。同时，PJM区域内7.6GW的化石燃料电厂计划在4年内退役，这进一步推高了容量市场的价格。

　　这种极度紧缺的局面在价格端反映明显。2025-2027年PJM容量市场拍卖价格暴涨，Dominion分区价格一度冲到444.26美元/MW日的历史高位，全区价格也触及329.17美元/MW日的上限。仅容量合同一项，每年就能为储能贡献12-16万美元/MW的收入。在弗吉尼亚州，储能通过峰值削减和容量保障，能够实质性地减少数据中心的并网用时。Aligned等公司在俄勒冈州的案例显示，利用储能可以提前数年获得并网许可。

　　六、核心解法

　　数据中心配储具备显著的经济性和功能性优势。在用户侧（BTM），储能不仅能替代传统的柴油发电机和铅酸UPS，应对MW级单机柜功率的剧烈波动，还能助力科技公司实现24/7清洁能源供给目标。微软在瑞典数据中心已采用Saft提供的BESS替代部分柴油备电，提供80分钟备用电源。谷歌和亚马逊也承诺到2030年实现100%小时级匹配的净零排放，这离不开大规模储能的配合。

　　从经济性测算来看，数据中心通过配储可以将向电网申请的峰值需求降低。例如一个200MW负荷的数据中心，通过配置100MW/400MWh的储能，可以将电网最大需量限制在150MW。在TOU电价和容量电价折扣下，4小时储能系统的IRR可达20.5%，回收期仅4.76年。即便不考虑IRA等税收抵免补贴，在弗吉尼亚等高电价区域，储能的IRR仍能维持在10%以上。

　　七、产业链条

　　在全球储能供应链中，中国厂商占据着关键地位。阳光电源2025年前三季度储能发货量同比增长70%，海外发货占比提升至83%，并积极与国际头部云厂商合作开发下一代800V直流电力分配系统。上能电气则通过了北美超高标准的认证，其200kW组串式PCS和2MW集中式PCS均已获得对美出货经验。宁德时代在2025年1-8月的全球装机量达到254.5GWh，市占率稳固在36.8%，其LFP电芯技术已授权给福特汽车用于建设20GWh的储能生产线。

　　阿特斯作为深耕北美的巨头，其储能项目储备约81GWh，其中北美占比超30%。公司在FEOC认证方面具备优势，预计2025年储能出货将达8GWh。此外，瑞浦兰钧、海辰储能、亿纬锂能等厂商也在2025年拿下了大量海外订单。尽管面临FEOC限制和关税调整，但由于美国本土电池电芯产能预计到2030年仅能满足40%的需求，中国电芯及系统的性价比优势在短期内依然难以撼动。

　　八、政策博弈

　　美国政策端的变动仍是影响市场的重要变量。2025年7月签署生效的“大而美”法案（OBBBA）将储能ITC补贴延长至2036年，但新增了FEOC海外实体限制。这意味着2025年底之后开工的项目，对本土化材料的比例要求将从55%逐年提升。为了规避限制，阳光电源已在埃及布局10GW工厂，阿特斯则强化了美国本土产能建设。

　　短期内关税的压力正在显现。2025年中国出口美国的到岸储能系统价格虽然面临30.9%的综合关税，但受益于国内LFP电池单体价格降至40美元/kWh左右，综合成本依然低于美国本土制造的产品。美联储的加速降息也提振了大储建设需求，利率每下降1%，储能项目IRR可上升约0.4%。随着数据中心缺电逻辑的持续演绎，北美储能装机量在2027年有望突破110GWh。

　　九、核心公司梳理

　　重点标的：阳光电源、上能电气、阿特斯、宁德时代。