美国大储深度报告-需求篇-现实与预期共振向上-多维度支撑增长

美国大储深度报告-需求篇：现实与预期共振向上，多维度支撑增长 华安电新张志邦SAC职业证书号：S0010523120004邮箱：zhangzhibang@hazq.com2024年9月4日 报告总结 ⚫现状：美国大储市场当前属于弱现实弱预期，潜在向上空间充裕 ⚫需求来源：美国大储需求高增主要来自老电站（以煤炭为主）退役+光伏电站建设量高增，我们将美国市场主要分为三类： ➢1）成熟稳定增长市场：加州因天然气退役，光伏/储能电站已各自前后弥补退役电站的发电和调峰需求，后续将稳定增长；➢2）储能快速增长市场：德州/WEST目前新能源项目快速弥补退役电站发电需求，储能需求迎来爆发；➢3）美国新兴市场：其余地区退役电站需求尚未弥补，风光电站或将迎来快速装机，储能需求随后爆发。 ⚫趋势：受制于规划流程久+电网投资数量激增+高压变压器产能提升有滞后性，美国高压电网建设缓慢，储能项目可有效推迟部分高压电网建设投资数量，潜在需求充裕。 ⚫并网节奏：美国大储并网节奏慢，主要系电网消纳能力不足且电力系统行政效率低下，电力项目排队队列过长抑制装机需求。FERC 2023号令在各州逐步落地，有望25年起加速消纳并网队列。 ⚫IRR测算：我们基于单项目收益模型，测算出降息/系统成本下降对美国大储需求刺激效果最明显，后续随着降息落地，储能系统集成交付价格下降，需求有支撑。 ⚫对应标的：美国大储降本需求下，独立第三方PCS有望加速切入美国供应链，标的包括上能电气、盛弘股份等。美国储能电池26年加税，25年有望迎来抢装需求，提振业绩，强控本能力+渠道/品牌能力的系统集成商有望受益，标的包括阳光电源、阿特斯等。 ⚫风险提示： ➢美国新能源与储能需求下行；➢行业竞争加剧影响利润率；➢美国政策落地不稳定性。 目录 1 现 状 ： 弱 现 实 弱 预 期 ， 潜 在 向 上 空 间 充 裕 2 来 源 ： 电 站 退 役+新 能 源 建 设 ， 支 撑 储 能 需 求 基 石 3 趋 势 ： 电 网 建 设 滞 后 ， 储 能 协 助 电 力 调 节 4 节 奏 ： 并 网 排 队 拖 累 ， 堵 塞 问 题 有 望 逐 步 缓 解 5 经 济 性 ： 项 目I R R敏 感 性 探 讨 6 投 资 建 议 及 风 险 提 示 1.1弱现实：自22年加息以来，连续承压，实际建设情况有压力 ➢23FY全美大储装机7910MW/24000MWh，23年年初预期装机超10GW。并网不及预期拖延项目建设节奏，装机量受到影响。 资料来源：EIA，华安证券研究所 1.2弱现实：23年EIA实际并网和年初预期差值较大 ➢23FY预期并网9.45GW，实际并网6.57GW；主要系电网建设进度缓慢，公用事业公司审批流程慢等原因。 ➢延迟项目通常系因公用事业公司导致未能按时并网，导致滚动推迟。EIA通常会将该类项目放入未来1-3个月并网预期内，导致短期并网预期会累积较多滚动推迟项目，这类项目实际并网规划的确定性比较低。 资料来源：EIA，华安证券研究所 1.3弱预期：22-23年不及预期，拖累了对于美国大储建设的信心 ➢延迟项目通常系因公用事业公司导致未能按时并网，导致滚动推迟。EIA通常会将该类项目放入未来1-3个月并网预期内，导致短期并网预期会累积较多滚动推迟项目，这类项目实际并网规划并不明确。 ➢因为历史并网延迟情况较多，导致市场对于美国大储仍心存疑虑，后续增速有担心，Wood Mackenzie大幅降低预期，23Q1预计24FY装机量约为11GW，实际24FY装机量为8.7GW，差距较为明显。 目录 1 现 状 ： 弱 现 实 弱 预 期 ， 潜 在 向 上 空 间 充 裕 2 来 源 ： 电 站 退 役+新 能 源 建 设 ， 支 撑 储 能 需 求 基 石 3 趋 势 ： 电 网 建 设 滞 后 ， 储 能 协 助 电 力 调 节 4 节 奏 ： 并 网 排 队 拖 累 ， 堵 塞 问 题 有 望 逐 步 缓 解 5 经 济 性 ： 项 目I R R敏 感 性 探 讨 6 投 资 建 议 及 风 险 提 示 2.1美国电力需求稳步提升，供电能力不足带动电价稳步上升 ➢能源转型淘汰煤炭等传统能源，总发电量较为稳定，2023年总发电量4178TWh，同减1.2%，由于整体需求稳步上升，电价屡创新高。 资料来源：EIA，华安证券研究所 2.2美国燃煤发电机组退役高峰期将至，支撑储能需求 ➢据EIA，计划在2035年前退役的燃煤发电装机占28%（59GW）。截至21年9月，美国燃煤电站运行212 GW，大多建于1970-1990年，美国燃煤电站平均运行年限为45年，逐步迎来退役潮。 ➢美国电网前期通过燃煤电站具有较强的调峰能力，燃煤电站占比大幅下调电网面临调峰能力失衡。 2.3美国风光需求稳定增长，并网储备项目多 ➢美国可再生能源替换煤炭等传统能源需求稳定，煤炭/石油/可再生能源消费来源占比从2008年23.0%/37.7%/7.4%变化至2022年10.1%/36.8%/13.5%；2020-2022，可再生能源消费量迎来爆发，占比提升1.7pct。EIA预计2021-2050美国可再生能源发电占比将从21%提升至44%，风光新增需求稳定且持续增长。 资料来源：EIA，华安证券研究所 2.4光伏电站并网量高速增长，德州加州增量明显 ➢2015-2023年，光伏发电量增速可观，从2015年25TWh提升至2023年164TWh。 ➢加州光伏电站最先起量，2016年新增并网2.8GW，同增124%；德州2020年开始高速增长，新增并网2.5GW，同增395%。2023年，加州/德州新增光伏电站并网量2.3GW/4.2GW，同增10%/66%。 ➢大量新增光伏电站并网，间歇性发电特性影响电网稳定性。 资料来源：EIA，华安证券研究所 2.5光伏发电占比上升，谷峰波动更明显，大储项目提升电网稳定性 ➢光伏占比提升，电力需求谷峰更明显，电网负载压力加大。IEA研究表明，当可再生能源占比达到15%时，消纳瓶颈将会体现，美国目前电网消纳问题已开始显现。 ➢据NREL，当光伏渗透率在25%-40%之间时，弃电率增长速度快，储能电站有助于削峰填谷。 2.6美国风光占比日益增加，提振储能调节需求 ➢加州光伏电站基数较高，15-16年光伏并网迎来高增长，17-23年增幅保持稳定；德州15-17年光伏电站高速增长，但基数较低，对电网影响有限，20-21年迎来第二波高增长，整体占比有明显提升。 资料来源：EIA，华安证券研究所 2.7从鸭子曲线，看削峰调谷需求 ➢煤电退役+光伏电站占比提升，加州德州电网净负荷在中午时段明显下滑，形成“鸭子曲线”。美国市场新能源装机非强制配储，储能装机需求相比削峰调谷需求有一定滞后性。 ➢加州2015年开始，“鸭子曲线”落差加速扩大，22-23年净负荷中午时段约为0。德州2018年-2022年，“鸭子曲线”落差开始加大，且落差增速暂未有减缓迹象。 2.8从鸭子曲线，看储能需求释放节奏 ➢光伏电站并网增速影响电网鸭子曲线震幅，系判断储能未来潜在节奏的关键，我们预估德州相比加州储能需求有1-2年的滞后。 ➢加州/德州24年分别预期储能并网5.0GW/6.4GW；加州系前期装机并网较多，增速有所放缓；德州受夏冬极端天气影响，同时光伏/风能发电部署量较多弃电率较高，ERCOT大幅度增加大储项目以加强电网弹性。非加州/德州地区开始呈现低基数高增长的态势，其中亚利桑那州24年预计并网1.4GW。加州24-25带来稳定增量，非加州地区则带来额外增量。 资料来源：EIA，华安证券研究所 2.9从光伏和储能并网队列数量，看美国新兴市场储能潜在节奏 ➢美国电力市场运营商分为区域输电组织/独立系统运营（RTOs/ISOs），共有10家，加州系CAISO，德州对应ERCOT，亚利桑那归属于WEST。 图表22美国电力市场运营商分布及2022年并网队列➢用目前退役与新增电站规模对比，我们将各个州节奏分为三类。1）成熟稳定增长市场：加州因退役天然气/煤电电站，光伏/储能电站已各自前后弥补退役电站的发电和调峰需求，后续将稳定增长；2)储能快速增长市场：德州/WEST目前新能源项目快速弥补退役电站发电需求，储能需求迎来爆发；3)美国新兴市场：其余地区退役电站需求尚未弥补，新能源将迎来快速装机，储能需求随后有望加速释放。图表23各市场2013-2023新加与退役电站规模 2.10从PJM容量市场拍卖，看美国新兴市场潜在需求 ➢PJM系第三类美国新兴市场，旧电站退役造成容量拍卖资源不足，25/26年度容量拍卖清算价格相较24/25年度提升超8倍，达到269.92美元/MW，亦提升储能的经济性水平，支撑储能需求。 2.11美国光伏装机高增，储能开始走上快车道 ➢据LBNL，2013年后风光需求快速反弹并屡创新高，催化储能项目2018年排队容量迎来高速发展期，其中2018-2023每年新增排队独立储能项目从14GW/年提升至219GW/年，同时风光配储排队数量亦增长显著。 资料来源：LBNL，华安证券研究所 目录 1 现 状 ： 弱 现 实 弱 预 期 ， 潜 在 向 上 空 间 充 裕 2 来 源 ： 电 站 退 役+新 能 源 建 设 ， 支 撑 储 能 需 求 基 石 3 趋 势 ： 电 网 建 设 滞 后 ， 储 能 协 助 电 力 调 节 4 节 奏 ： 并 网 排 队 拖 累 ， 堵 塞 问 题 有 望 逐 步 缓 解 5 经 济 性 ： 项 目I R R敏 感 性 探 讨 6 投 资 建 议 及 风 险 提 示 3.1新能源电站储备项目多，驱动美国高压电网建设需求 ➢新能源项目需求高速增长，电网并网压力激增。高压电网建设周期较长，成本高，基础设施建设预算需要各级政府层层审批，电网建设情况相对新能源电站需求有所滞后。 3.2高压电网投资具有滞后性，各电网区域间消纳能力不足 ➢2011-2020期间，美国各地区电网投资集中在前5年，由于同时期新能源项目建设需求回落，电网投资具备滞后性，2017-2020缺乏新投资消纳能力未能匹配上光风储项目高速增长。 ➢美国输电电路主要在69kv-765kv，230kv及以上用于长距离输电。大于345kv项目中，美国2013年新增4000英里线路，之后逐年下降，美国高压电网规划与开始建设大部分超过5年，17-21年未有一年建设里程超1000英里。 资料来源：美国能源部，ACEG，华安证券研究所 3.3美国各电网缺乏跨区域协作能力，各州之间电价价差大 ➢美国三大电网之间输电线路少，协调能力差。当部分区域因自然灾害等原因缺电时难以跨区域调度，同时风光项目地理局限性较强，需要跨区域输电能力，相邻地域存在高额价差（阻塞成本高昂）。 ➢2012-2020，ERCOT（德州）与SPP部分相邻地区平均价差达到69美元/MWh。 3.4高压电网投资数量激增，有望用于解决阶段性并网队列堵塞问题 ➢截至23年9月，美国已规划投入高压电网线路共36条，可消纳187GW新能源项目，相当于可令当前新能源消纳能力几乎翻倍，整体输电容量提高15%。相比21年规划线路22条，23年9月新增规划14条高压线路，但大部分为服务海上风电项目。 3.5高压电网建设规划高增，但落地仍需要时间 ➢36条已规划高压电网线路建设项目成本预算共640亿美元；截至23年9月已有10条开始建设，10条已开建项目成本预算共225亿美元。已开建项目中，提议至开工花费时间从2年至17年不等，平均9.7年，可额外消纳19.5GW发电项目。 3.6美国应急灾备需求上升，电网抗压能力考验增加 ➢美国2013-2022年平均断电时长呈波段性上升趋势，2022年每户平均断电时长达到5个半小时，相比20-21