储能系列深度研究之一：美储，大基数、高增速、厚盈利的行业明珠

投资建议 行业策略：我们看好进入美国储能市场的供应商，主要是因为美国是全球最大的储能市场，且进入门槛高、竞争格局好，随着2023年美国光伏装机重新恢复增长及ITC补贴力度的加大，预计美国储能需求将恢复翻倍以上的增速，乐观假设下我们认为2022-2025年美国储能装机有望分别达到18.4、44.7、80.2、122.6GWh，CAGR高达85%。从细分市场看，表前及工商业储能由于对供应商的可融资性、项目经验要求高，已经在美国大储市场有成功项目经验的企业具有明显的先发优势；户储市场海外供应商占比高，但随着国内企业户储产品逐步打开知名度，预计未来在美国市场份额有望提升，看好销售团队本土化程度高的自主品牌或为海外客户代工的企业。 推荐组合：阳光电源、宁德时代（电车组覆盖）、科陆电子、科士达、科华数据（通信组覆盖）。 行业观点 表前储能占比80%以上，其中以光伏+储能项目为主。2022年上半年美国储能新增装机2.3GW/5.9GWh，同比增长190%/161%，表前/工商业/户用储能装机容量占比83%/4%/13%，同比增长251%/53%/43%。2020年之前美国表前市场以独立储能为主，随着光伏装机中储能渗透率的提高，2021年存量储能装机中光伏+储能项目占比达到61%，预计未来这一占比将继续提升。 表前市场：装机增长动力主要来自于光伏装机增长+储能渗透率提升+配储时长增加。1）预计2022-2025年美国新增光伏装机CAGR为18%~41%； 2）2021年新增地面光伏中储能渗透率不高于14%，预计未来三年潜在项目渗透率将达到41%左右，此外存量电站配储需求也在稳步增长；3）新能源发电占比增长将提高对能量型储能的需求，预计未来平均配储时长将从3小时左右逐步提升至4小时以上。预计2022-2025年美国表前储能装机为13.1~15.6、25.4~39.0、41.0~70.9、58.6~108.6GWh。 表前储能ITC补贴高达30%~70%，首次囊括独立储能，经济性显著提升。 根据IRA法案，2023年起1MW以上储能项目可享受高达30%~70%的ITC退税补贴，经济性将大幅提升。预计独立储能LCOS将从78.1美元/MWh下降至39.5~61.6美元/MWh，IRR从11%提升至16.5%~38%；光储系统LCOE将从48.0美元/MWh下降至25.0~45.9美元/MWh，度电成本将全面低于天然气发电成本。 表后市场：居民电价上涨+ITC抵免比例提高，户储渗透率持续提升。2019-2021年新增户用光伏中储能渗透率从4.7%增长至10%，10kW以上户储系统占比从26%增长至42%，渗透率和单户装机容量持续提升。根据IRA法案，2023年起户储ITC退税比例将从23%提高到30%，户用光储系统的度电成本在夏威夷、加州等地已完全低于当地居民电价，加之美国停电事故多发，能源成本上涨，户储渗透率有望稳步增长。预计2022-2025年美国户储装机分别为2.1~2.3、3.0~4.8、4.7~7.7、6.2~11.5GWh。 风险提示 政策不及预期风险；行业产能非理性扩张的风险；原材料价格超预期上涨；汇率大幅波动风险；国际贸易环境恶化风险。 我们怎么预测未来三年美国储能需求？CAGR=59%~85% 保守假设：2022-2025年美国储能装机容量/能量CAGR为53%/59%。保守情景下，光伏装机需求预测基于美国太阳能协会SEIA发布的《2022Q3太阳能市场洞察报告》中的最新预测数据进行估算，SEIA认为2023年光伏行业仍会受到UFLPA下新规则的影响，导致组件运输延迟，2024年才开始显现《削减通胀法案（IRA）》对需求的拉动。预计2022-2025年储能装机量分别为15.8、29.4、47.3、67.4GWh。 图表1：保守假设下，2022-2025年美国储能装机容量/能量CAGR为53%/59% 乐观假设下：2022-2025年美国储能装机容量/能量CAGR为75%/85%。 乐观情境下，假设IRA对美国光伏装机的刺激作用从2023年开始体现，我们对光伏装机增速、渗透率及配储时长的预测更为积极，预计2022-2025年储能装机量分别为18.4、44.7、80.2、122.6GWh。 图表2：乐观假设下，2022-2025年美国储能装机容量/能量CAGR为75%/85% 美国储能装机的增速和结构与光伏存在相关性 表前市场占比80%以上，表后市场以户用为主 表前市场占比超八成且装机量增速最快，表后市场以户储为主。2021年美国储能新增装机3.6GW/10.6GWh，同比增长146%/199%，按装机容量（GW）算，表前/工商业/户用储能装机占比分别为83%/5%/12%，分别同比增长173%/84%/30%，表前储能在份额和增速上都处于绝对领先地位。 图表3：美国储能新增装机规模（MW） 图表4：美国储能新增装机规模（MWh） 美国储能装机结构与光伏装机结构高度相似。2021年美国光伏装机量共计23.6GW，其中集中式（＞1MW）光伏装机17GW，占比72%，户用/工商业分布式装机分别占比17.8%/10.2%，美国储能装机结构与光伏装机结构高度相似。 图表5：2021年美国光伏新增装机结构（GWdc） 图表6：2021年美国储能新增装机结构（MWh） 光伏+储能项目占据主导地位 按照是否与新能源电站共址，可将储能分为独立储能和新能源配储，2021年起美国表前储能中新能源配储的装机规模（以GWh算）大幅领先独立储能。根据2021年劳伦斯伯克利国家实验室的统计，未来申请并网的项目中光伏+储能占所有配储项目的比例达到90%以上，可以看出储能新增装机增速与光伏新增装机的相关性越来越高。 2022年上半年美国光伏新增装机8.6GW，同比下降20%，其中地面/工商业/户用装机占比分别为57%/13%/30%，同比-38%/+7%/+39%； 2022H1美国储能新增装机2.3GW/5.9GWh，同比增长190%/161%，表前/工商业/户用储能装机容量分别占比83%/4%/13%，分别同比+251%/+53%/+43%。今年上半年表前和工商业储能增速远大于地面和工商业光伏装机增速，主要是得益于独立储能装机规模的持续增长及新增/存量风光项目中储能渗透率的提升。 图表7：累计并网的储能项目中光伏+储能占比61% 图表8：2022H1美国光伏、储能装机容量同比增速对比 前三大市场高度重叠：加州、佛州、得州 储能与光伏主要市场高度重叠，前三大市场均为加州、德州、佛州。2021年美国储能装机量前三大州分别为加利福尼亚州、佛罗里达州、得克萨斯州，分别为6.68/1.17/1.06GWh，装机占比分别为63%/11%/10%；光伏装机量前三大州分别为德克萨斯州、加利福尼亚州、佛罗里达州，分别为6.14/3.54/1.65GW，装机占比分别为26%/15%/7%。以地区分部来看，储能装机量前三大州与光伏装机量前三大州一致，市场存在高度重叠。 图表9：美国储能装机主要分布在光伏装机较多的地区 表前市场：新能源装机驱动能量型需求增长，渗透率和配储时长持续提升 潜在项目光储渗透率42%，较2021年将翻三倍以上 根据劳伦斯伯克利国家实验室对5MW以上光伏电站的并网数据分析，2021年美国新增配储的光伏电站约3.5GW，其中1.8GW为新建项目，1.7GW为存量电站改建，新建光储项目占新增光伏装机总量的14%（稍高于实际渗透率）；截至2021年底，配储的光伏电站累计并网4.2GW，占光伏累计装机量的8.6%（稍高于实际渗透率），美国表前储能市场仍处于渗透率较低的早期阶段。 从已安装电站的平均配储情况来看，2021年新增光储电站的电池装机为2.2GW/6.9GWh，配储比例63%，配储时长3.1小时；存量光储电站电池装机为2.4GW/7.4GWh，配储比例57%，配储时长3.1小时。 图表10：美国5MW以上光伏电站装机情况（GWac） 图表11：美国5MW以上光储电站装机情况 截至2021年底，美国正在申请并网的光伏电站有676GW左右，其中配储的光伏电站有280GW，渗透率达到41%，远高于2021年新建、存量光伏电站中的储能渗透率。考虑到申请并网至实际安装的建设周期大约有3年左右，预计2024-2025年美国表前市场的光储渗透率有望提高到40%以上，较2021年翻三倍以上。 从申请并网的光伏电站平均配储情况来看，计划2021-2023年并网的电站平均配储比例在60%~70%之间，随着储能系统成本的下降，计划2024年之后并网的配储比例上升至80%~100%。 图表12：2018年开始申请并网的光伏电站中光伏+储能的占比显著增加（GW） 光伏装机驱动能量型需求提升，配储时长有望持续增加 储能应用可划分为功率型和能量型。表前储能的主要作用为电网服务、峰谷套利、调峰、减少弃风/弃光及备用电源，其中独立储能主要侧重于电网服务（50%），光伏配储更侧重于减少弃光（40%）。 虽然储能应用方式多样，但大体上可以分为功率型（MW）和能量型（MWh）两大类。电网服务主要包括频率响应/调频、斜坡/旋转备用等电力辅助服务，目的是调节电网短时间波动，属于功率型需求。 峰谷套利、调峰、减少弃风/弃光本质上都是通过电池实现电量转移，属于能量型需求。随着光伏发电占比的提升，电网的能量型需求明显提升，在光伏配储项目中占到65%。 图表13：2021年表前储能的应用占比 图表14：表前储能主要服务类型及内容 2020年之前美国表前储能装机以独立储能为主，且主要满足功率型需求，配储时长普遍较短，随着越来越多光伏系统接入电网，预计能量型需求占比将提升，有望驱动表前储能平均配储时长提高至4小时。 功率型需求对响应速度要求高，需要电池在几秒内完成充放电，但是一般对配储时长要求不高。根据EIA统计数据，美国用于电网服务的电池平均加权储能时长为1.15小时，其中90%配储时长不超过2小时。 能量型需求对响应速度要求不高，对配储时长的要求取决于负荷特性或所处的电网结构，一般来说，储能会使得“鸭子曲线”（净负荷曲线）变得“更扁”，但是安装更多光伏又会使得曲线变得陡峭。根据EIA统计数据，美国用于电量转移的电池平均加权储能时长为4.15小时，其中大部分系统储能时长为4~7小时。 图表15：电力辅助服务工作特点：响应快、持续时间短 图表16：高比例光伏渗透率净负荷曲线（“鸭子曲线”） 图表17：电量转移需要的储能时长（4.15h）远大于电网服务（1.15h） 《削减通胀法案》下，储能系统经济性显著提升 IRA首次将独立储能系统囊括在ITC政策之内。2022年及以前并网的储能项目要获得ITC税收抵免必须绑定光伏项目（75%能源来自光伏），2022年8月美国总统正式签署了《通货膨胀削减法案（IRA）》，首次将大于5kWh的独立储能囊括在ITC政策之内，释放出储能更多应用场景。 满足现行工资和学徒要求的项目（＞1MW）2023-2032年享受30%的ITC基础抵免，满足劳工条件、美国制造和能源社区等条件可额外享受10%-40%的附加抵免额度，累计ITC抵免最高可达到70%。 不满足现行工资和学徒要求的项目（＞1MW）：2023-2032年享受6%的ITC基础抵免，满足劳工条件、美国制造和能源社区等条件可额外享受2%-4%的抵免额度。 图表18：《削减通胀法案》对1MW以上光储电站、独立储能ITC的影响 独立储能收益主要来自电网服务、峰谷套利和备用电源。以CAISO位于加州的100MW/400MWh独立储能项目为例，其收入中约48%来自电网辅助服务（频率调节+旋转备用），27%来自峰谷套利，26%来自备用电源/RA合同。 2001年加州电力危机后，为了确保电力服务的可靠性，2004年加州立法要求建立资源充足性（Resource Adequacy，RA）机制，作用类似于电网的备用电源