美國儲能行業(yè)市場分析

美國儲能行業(yè)市場分析一、能源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)架構(gòu)、電力市場差異化決定美國儲能定位在于區(qū)域消納美國儲能定位區(qū)域消納，加州、德州新能源消納能力見頂下高比例、長時配儲大勢所趨。能源結(jié)構(gòu)、電力市場、電網(wǎng)架構(gòu)三大因素決定中美儲能的差異化定位，能源結(jié)構(gòu)：美國發(fā)電機組長期以氣電為主，22年氣電發(fā)電量占比超40%，調(diào)節(jié)性資源充裕度高于中國，但不同區(qū)域能源結(jié)構(gòu)差異明顯，新能源消納能力不盡相同。電力市場：美國電力市場化程度較高，但區(qū)別于中國統(tǒng)一電力大市場，美國不同區(qū)域監(jiān)管主體復雜且多元，協(xié)調(diào)性較差制約新能源的跨區(qū)域消納。電網(wǎng)架構(gòu)：中國特高壓骨干網(wǎng)架已初步成型，美國電網(wǎng)發(fā)展仍顯零碎，區(qū)域間缺乏大規(guī)模電力互聯(lián)能力，決定電力消納以本地為主。以加州為例，風光發(fā)電22年末容量占比近30%且快速提升，新能源高滲透率導致加州凈負荷曲線從“鴨型”向“深谷型”轉(zhuǎn)變，新增新能源消納能力接近于0。故高比例、長時儲能預計將成為保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定、支撐電站經(jīng)濟性的重要手段。1.美國靈活性資源占比更高，調(diào)節(jié)性資源相對充沛，但區(qū)域發(fā)電機組結(jié)構(gòu)差異較大美國發(fā)電機組裝機結(jié)構(gòu)中更加靈活的燃氣機組占據(jù)主力電源，整體消納壓力小于中國。對比中美能源結(jié)構(gòu)，根據(jù)中電聯(lián)與EIA數(shù)據(jù)，2022年末發(fā)電機組裝機容量分別為2564GW、1254GW，中國是美國的2.04倍；風光合計分別為758GW、215GW，中國是美國的3.53倍；風光機組占比分別為29.56%、17.16%，中國較美國高12.40個百分點。但美國得益于存在價格較為低廉的頁巖氣，發(fā)電機組以燃氣機組為主，2022年末燃氣機組裝機容量566GW，占比45.14%；中國以煤電機組為主，2022年末煤電機組裝機容量1124GW，占比43.85%。從用電量增速看，2012-2022年中美發(fā)電量復合增速分別為5.90%/0.48%，美國用電需求近乎平穩(wěn)。相較于煤電機組，燃氣機組負荷調(diào)節(jié)范圍寬、響應(yīng)速度快、運行可靠性高、啟停時間與爬坡速率等調(diào)節(jié)特性均遠優(yōu)于煤電機組，是優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰電源。在美國新能源裝機規(guī)模遠低于中國的情況下，其主力電源由更具調(diào)節(jié)性能的燃氣機組擔任，整體調(diào)節(jié)性資源充裕度高于中國。美國不同區(qū)域發(fā)電機組結(jié)構(gòu)存在較大差異，區(qū)域消納能力不盡相同。資源稟賦差異決定美國新能源裝機的區(qū)域差異化，其中西部地區(qū)存在科羅拉多山系與落基山脈等地勢落差較大山區(qū)，水電裝機充沛；中東部地區(qū)是美國煤炭與天然氣主要產(chǎn)地，能源結(jié)構(gòu)以煤電、氣電為主；太平洋沿岸及西南地區(qū)光照條件充足，光伏發(fā)電裝機占比較高；中部落基山脈以西風力資源發(fā)達，風電機組多建于此。根據(jù)加州能源委員會數(shù)據(jù)，截至2023年9月，加州發(fā)電機組裝機容量84.62GW，其中光伏發(fā)電裝機容量達17.09GW，風電裝機容量達6.12GW，占加州總裝機容量的比例分別為20.20%和7.23%。新能源機組主要集中于美國西部的加州與南部的德州地區(qū)，不同區(qū)域消納能力存在較大差距。2.美國電力市場形式多元，跨市場間協(xié)調(diào)性較差限制電力跨區(qū)域調(diào)度美國區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)較差，ISO/RTO代表美國主要電力市場形式。由于落基山脈的地理因素與歷史文化原因，電力傳輸主要由西部互聯(lián)、東部互聯(lián)和德州互聯(lián)組成，三大互聯(lián)相互獨立運作，相互之間電力傳輸有限，與中國的國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)格局相似。電力市場化方面，美國電力市場參與主體更加多元化，1992年修訂的《能源政策法》規(guī)定各類電力企業(yè)享有平等、開放地進入輸電網(wǎng)的權(quán)利，確保不同電源主體間公平競爭；1996年起，美國加快放開電力批發(fā)市場、分拆發(fā)電與輸電業(yè)務(wù)，部分區(qū)域成立獨立的系統(tǒng)運營商（Independentsystemoperators，ISO）和更大規(guī)模的區(qū)域輸電組織（Regionaltransmissionorganizations，RTO）為發(fā)電企業(yè)提供輸電服務(wù)，作為響應(yīng)FERC監(jiān)管而形成的組織，ISO/RTO主要負責區(qū)域電網(wǎng)的協(xié)調(diào)、控制和監(jiān)測，并對本區(qū)域電力平衡負責。目前，美國電力市場主要包括三大傳統(tǒng)區(qū)域市場和七大ISO/RTO組織：傳統(tǒng)區(qū)域市場電力發(fā)輸變配功能多集于一體，單一企業(yè)經(jīng)營區(qū)域相對較小，區(qū)域間協(xié)調(diào)性較差。三大傳統(tǒng)市場主要為地廣人稀區(qū)域，包括西南區(qū)域市場、西北區(qū)域市場和東南區(qū)域市場。在這些區(qū)域市場中，市場參與者以垂直整合的投資者所有的公用事業(yè)公司為主，通常獨立負責為客戶發(fā)電、輸電和配電，承擔職責較為多樣。在傳統(tǒng)市場中，電力發(fā)輸變配功能多集于一體，單一企業(yè)經(jīng)營區(qū)域相對較小，區(qū)域間協(xié)調(diào)性較差。電力購銷以長期購電協(xié)議為主，現(xiàn)貨交易占總電量比例較低。ISO/RTO市場實行廠網(wǎng)分離，電力資源可在區(qū)域內(nèi)實現(xiàn)調(diào)配。七大ISO/RTO組織主要包括：四大ISO市場，即加州ISO（CISO）、中大陸ISO（MISO）、紐約ISO（NYISO）、新英格蘭ISO（ISO-NE）和三大RTO市場，即SPP、PJM和ERCOT（部分ISO與RTO區(qū)域存在重合），其中PJM即為美國運營規(guī)模最大、復雜程度最高的電力控制區(qū)。在該市場模式下為零售客戶服務(wù)的公用事業(yè)公司發(fā)電資產(chǎn)需要轉(zhuǎn)移至獨立能源生產(chǎn)商（IPP），其只能保留電網(wǎng)類資產(chǎn)，即僅能實現(xiàn)向客戶輸電與售電，IPP通過競爭激烈的電力市場出售電力，即與中國類似的廠網(wǎng)分離。成熟的ISO和RTO既是躉售發(fā)電市場的組織者，也是電網(wǎng)的調(diào)度者，電力資源可在區(qū)域內(nèi)實現(xiàn)調(diào)配。美國三大區(qū)域電網(wǎng)之間能源結(jié)構(gòu)迥異，各成一體，協(xié)調(diào)和調(diào)配能力有限?！堵?lián)邦電力法》賦予FERC監(jiān)管州際商業(yè)電力傳輸和批發(fā)銷售的責任，但美國電力市場分散，運營主體多樣，監(jiān)管主體復雜，市場間聯(lián)絡(luò)復雜且效率低下，影響電力的跨區(qū)域調(diào)配與新能源跨區(qū)域消納。3.美國電網(wǎng)發(fā)展整體處于漸進與零碎過程，決定電力消納以本地小區(qū)域為主美國以區(qū)域電網(wǎng)為主，電力供需平衡與新能源消納多以本地區(qū)為主。如前所述，美國各區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)電源結(jié)構(gòu)形態(tài)差異較大，東部電網(wǎng)覆蓋美國主要煤、氣產(chǎn)地，能源結(jié)構(gòu)以煤電、氣電為主，電網(wǎng)架構(gòu)較為密集；西部電網(wǎng)覆蓋科羅拉多山系與落基山脈等地勢落差較大山區(qū)，水電裝機充沛，山脈地形亦在一定程度上阻礙西部電網(wǎng)互聯(lián)的發(fā)展；南部的德克薩斯州頁巖氣充沛，且由于歷史文化因素較為獨立，區(qū)域內(nèi)獨立小電網(wǎng)眾多。輸電方式上，由于直流輸電項目需要多個區(qū)域輸電組織（RTO）的協(xié)作，受成本回收難以預測、投資決策風險較大等因素影響，美國輸電方式主要為短距離交流輸電，電壓等級以230-500kV為主，長距離大規(guī)模輸電能力有限。相較于中國特高壓網(wǎng)架形成的跨區(qū)域消納方式，美國電力供需平衡與新能源消納主要以本地區(qū)為主。綜上：三大差異決定美國儲能定位主要在于區(qū)域消納。通過對比三大差異可知，美國能源結(jié)構(gòu)以更加靈活的氣電為主，整體新能源占比與消納壓力不及中國，電力系統(tǒng)可調(diào)節(jié)資源充裕度更高。但美國電力市場協(xié)調(diào)性較差，電網(wǎng)架構(gòu)不支持電力的跨區(qū)域調(diào)配，故新能源消納主要以本地區(qū)為主?？紤]到美國政府并無棄風棄光率的考核指標，但新能源裝機的快速提升一方面影響存量電站的發(fā)電量，另一方面拉低電力現(xiàn)貨市場部分時段電價，故儲能定位主要在于實現(xiàn)本地區(qū)區(qū)域消納，提升項目經(jīng)濟性。以加州為例，與州外電力交易規(guī)模有限，高比例可再生能源對區(qū)域消納產(chǎn)生重大挑戰(zhàn)，配儲保障新能源消納勢在必行。根據(jù)加州能源委員會數(shù)據(jù)，截至2022年末，加州前五大發(fā)電機組類型分別為天然氣、光伏、水電、風電、地熱，裝機規(guī)模達39.45GW、17.09GW、14.04GW、6.12GW、2.69GW，裝機規(guī)模占比分別為46.62%、20.20%、16.59%、7.23%、3.18%，風光發(fā)電機組合計規(guī)模占比達27.43%，較2015年提升12.28pct。我們認為，過高的新能源占比對中美電力系統(tǒng)均產(chǎn)生深遠影響，凈負荷曲線與分時電價曲線從“鴨型”向“深谷型”轉(zhuǎn)變且日趨嚴重，配儲保障新能源消納預計將成為保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定、支撐電站經(jīng)濟性的重要手段。二、整體概況：區(qū)域消納仍為主線，應(yīng)用場景多元擴張（一）裝機規(guī)模：短期受多因素影響，長期不改高景氣態(tài)勢表前儲能占據(jù)美國儲能主要市場，新能源裝機規(guī)?？焖偬嵘聝δ馨l(fā)展成長性確定。美國儲能市場主要劃分為表前市場與表后市場，其中表前市場即對應(yīng)大型儲能（公用事業(yè)儲能），包括新能源配儲與獨立儲能兩種形態(tài)，表后市場主要包括工商業(yè)儲能（CommericalCommunityandIndustry，簡稱CCI）與戶儲。根據(jù)WoodMackenzie數(shù)據(jù)，2022年美國儲能市場新增裝機4.78GW/13.83GWh，同增長35.79%/25.54%，其中表前儲能、工商業(yè)、戶儲分別為4.01GW/12.03GWh、0.13GW/0.25GWh、0.62GW/1.60GWh，同比增長34.56%/26.08%、-3.31%/-40.96%、54.48%/51.19%，表前儲能占據(jù)美國最大儲能份額。2023H1美國儲能市場新增裝機2.46GW/7.74GWh，同增長8.91%/32.06%，其中表前儲能、工商業(yè)、戶儲分別為2.06GW/6.66GWh、0.10GW/0.31GWh、0.29GW/0.77GWh，同比增長8.57%/33.16%、76.70%/117.30%、-1.97%/7.37%，大儲受利率、審批效率等因素影響增速下滑，工商業(yè)儲能在低基數(shù)及補貼帶動下實現(xiàn)快速增長。短期受利率、審批效率、價格等多因素影響，美國儲能并網(wǎng)規(guī)模存在季節(jié)性波動。根據(jù)WoodMackenzie數(shù)據(jù)，2023Q3美國單季度儲能并網(wǎng)規(guī)模創(chuàng)歷史新高，達到2.35GW/7.32GWh，同比提升62.21%/47.54%，環(huán)比提升40.09%/30.82%，其中大儲、工商業(yè)、戶儲分別2.16GW/6.85GWh、0.03GW/0.09GWh、0.17GW/0.38GWh。受并網(wǎng)審批項目積壓、并網(wǎng)審批進度放緩、貸款利率高企及補貼政策變動等眾多因素影響，盡管Q3并網(wǎng)規(guī)模創(chuàng)歷史新高但仍有較多儲能項目延遲并網(wǎng)，導致美國儲能并網(wǎng)規(guī)模存在一定季節(jié)波動。大儲系統(tǒng)價格受供應(yīng)鏈降本而大幅下降，戶儲價格相對平穩(wěn)。根據(jù)WoodMackenzie統(tǒng)計，2023Q3美國公用事業(yè)規(guī)模儲能（表前儲能）系統(tǒng)平均價格1288$/kW，同比下降35.37%，環(huán)比下降23.33%，以2023Q3平均配儲時長3.11h、7.1的美元匯率測算，美國大儲系統(tǒng)平均價格約2.94元/Wh。2023年受益于碳酸鋰價格大幅下降，美國大儲系統(tǒng)價格有所下降，但仍遠高于國內(nèi)12月2h儲能系統(tǒng)平均0.88元/Wh與4h儲能系統(tǒng)平均0.68元/Wh的報價。相比之下戶儲需求方為居民端，更加注重產(chǎn)品安全性與穩(wěn)定性，對終端價格敏感度較低，故2023H1戶儲系統(tǒng)均價較2022H2基本持平，約為大儲系統(tǒng)3倍，戶儲環(huán)節(jié)仍保持較高盈利能力。（二）地域分布：與新能源裝機區(qū)域吻合，反應(yīng)消納困境美國表前儲裝機主要分布于加州、德州及亞利桑那州，與新能源機組滲透率較高地區(qū)高度重合。根據(jù)S&PGlobal數(shù)據(jù)，截至2023Q3末，美國表前儲能累計裝機容量達14.69GW/42.70GWh，同比+53.28%/58.96%，其中加州（CAISO）持續(xù)領(lǐng)跑美國表前儲能市場，累計裝機規(guī)模達6.97GW/26.89GWh，占表前儲能的47.45%/62.97%，平均配儲時長達3.86h；德州（ERCOT）表前儲能累計裝機規(guī)模4.05GW/5.52GWh，占美國表前儲能總?cè)萘康?7.57%/12.93%排名第二。根據(jù)S&PGlobal預測，未來新增裝機主要集中于西部、中部及德州地區(qū)。儲能項目分布區(qū)域與新能源裝機區(qū)域高度重合，反映美國新能源面臨較大區(qū)域消納壓力。（三）應(yīng)用場景：調(diào)頻與套利為主要應(yīng)用場景，新能源消納需求大幅提升調(diào)頻與套利為主要應(yīng)用場景，儲能規(guī)?；l(fā)展下應(yīng)用領(lǐng)域逐步擴張。基于系統(tǒng)或經(jīng)濟條件的電力調(diào)度優(yōu)化策略為表前儲能創(chuàng)造收入機會，根據(jù)EIA數(shù)據(jù)，大多數(shù)表前儲能（大于1MW）通常參與多種應(yīng)用場景，2020年單個儲能項目平均應(yīng)用場景達2.2個，其中調(diào)頻占比最高達59%，其他用途如爬坡/旋轉(zhuǎn)備用、套利和負載跟蹤，截至2020年占比分別達39%、37%、26%。2022年儲能用于新能源消納需求大幅提升，加州區(qū)域尤為明顯。2020年以來，市場規(guī)則細化與儲能裝機量達到一定規(guī)模為儲能提供更廣闊的應(yīng)用場景，新能源消納、電壓或無功支撐、系統(tǒng)調(diào)峰、備用電源等需求逐步放量。對比2022年新增與2020年存量表前儲能的應(yīng)用場景，頻率調(diào)節(jié)、套利、爬坡/旋轉(zhuǎn)備用仍為前三大應(yīng)用場景，部分儲能機組通過調(diào)節(jié)輸出功率，可提供的功率與容量總和甚至超越名義裝機規(guī)模。值得注意的是，隨著新能源滲透率提升，儲能減少棄電、增加新能源發(fā)電量的作用愈發(fā)凸顯，加州、德州等新能源滲透率快速提升區(qū)域尤為明顯。（四）市場空間：預計24年美國儲能新增裝機35GWh，大儲市場貢獻主要增量預計24年美國儲能新增規(guī)模35GWh，22-25年復合增速約54%。如前所述，考慮到美國儲能主要集中于新能源占比較高區(qū)域，在加州、德州邊際消納能力接近于0的情況下，預計23-25年新增集中式光伏配儲的滲透率有望持續(xù)提升，功率配比長期接近50%。獨立儲能在電網(wǎng)升級改造力度加大緩解并網(wǎng)容量限制與并網(wǎng)審批法案改革加快審批效率的雙重刺激下有望提速，預計規(guī)模超光伏配儲。表后市場主要包括工商業(yè)儲能與戶儲，2023年受利率上漲影響與電價回落影響裝機積極性有所下滑，但相較于22年低基數(shù)仍有較大幅度增長。綜上，預計23-25年美國儲能新增裝機規(guī)模達22/35/51GWh，同比+57%/60%/44%，其中大儲預計20/31/45GWh、工商儲預計1/2/3GWh、戶儲預計2/3/4GWh，22-25年三年復合增速約54%。三、表前市場：技術(shù)性+經(jīng)濟性雙驅(qū)動，電網(wǎng)升級+并網(wǎng)法案改革支撐大儲發(fā)展提速技術(shù)性+經(jīng)濟性雙重驅(qū)動，電網(wǎng)升級+并網(wǎng)審批法案改革強刺激，美國儲能發(fā)展有望提速。復盤美國儲能的發(fā)展，2022年受供應(yīng)鏈緊張影響，美國儲能新增裝機有所放緩，但新能源裝機規(guī)模的高增長、極端天氣對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的較大沖擊以及IRA法案對ITC補貼政策的延續(xù)使得美國儲能景氣需求延續(xù)。2023年在供應(yīng)鏈壓力大幅緩解的背景下，美國儲能裝機規(guī)模預計呈現(xiàn)翻倍增長，但仍受包括貸款利率、審批效率、電網(wǎng)承載力等因素鉗制。綜合影響美國儲能發(fā)展的各項因素，我們認為，美國儲能的規(guī)模與進程主要受技術(shù)性與經(jīng)濟性兩個維度影響。技術(shù)性決定美國儲能的配儲形式、配儲比例與配儲時長，不同消納壓力對應(yīng)儲能差異化需求；經(jīng)濟性決定配儲意愿，包括儲能收益模式、ITC補貼、項目貸款利率等，結(jié)合外部電網(wǎng)容量、審批效率等因素，綜合決定美國儲能發(fā)展規(guī)模與發(fā)展速度。（一）技術(shù)性：消納與頂峰共存，高比例、長時配儲大勢所趨加州新能源出力較高時段凈負荷曲線已接近于0，分時電價波動加劇強化配儲意愿。根據(jù)CAISO統(tǒng)計，加州日常電力需求在20GW-35GW之間，年度最大用電需求在45GW-50GW之間，而2023年加州光伏最大出力16GW、風電最大出力5GW，部分時段凈負荷曲線已接近于零，新能源消納壓力驟增。新能源出力的大幅波動同時帶來現(xiàn)貨市場電價的波動，光伏出力較大時段電價持續(xù)下探，而傍晚等缺電時段極端情況下電價甚至超800美元/MWh，電價波動加劇，配儲訴求增強。配儲形式：表前儲能建設(shè)主要以獨立儲能與光伏配儲為主。根據(jù)新能源發(fā)電特性，風電在全天的出力相較于光伏更加平穩(wěn)，但偶爾會出現(xiàn)長時間的高出力/低出力（即間歇性問題），因此更多需要長時儲能。美國充足的氣電資源能夠提供長時調(diào)節(jié)能力，故風電對儲能依賴度相對較小，因而美國大儲的發(fā)展形式主要為獨立儲能與光伏配儲。根據(jù)EIA統(tǒng)計，截至2022年末美國在運行大儲項目中，獨立儲能、光伏配儲規(guī)模分別達4.28GW、3.24GW，占總裝機規(guī)模的50.12%、37.85%，此外風電配儲、化石燃料配儲分別為0.11GW、0.87GW，占比較小。2023-2024年計劃新增的大儲項目中，獨立儲能、光伏配儲規(guī)模分別為11.37GW、10.77GW，占新增裝機規(guī)模的50.00%、47.38%，儲能建設(shè)形式更加集中。風電配儲、化石燃料配儲分別為0.19GW、0.40GW，占比持續(xù)縮小。配儲比例：加州邊際消納能力接近于0的情況下光伏配儲比例超50%且仍有提升空間。受自然環(huán)境影響，加州新能源出力在全年呈現(xiàn)明顯季節(jié)特性，2-6月為新能源出力高峰時段，對應(yīng)棄風棄光量袁高于其他月份，其中4月達到一年最高峰，為全年消納壓力最大時段。我們選取較有代表性的2023年4月30日加州各類型機組出力情況進行分析，可再生能源在當日16：20分出力達到最大的18.8GW，而風電在全天較為平均約5.5GW，故可估算當日最大光伏出力達13.3GW。而根據(jù)加州能源委員會統(tǒng)計，截至2022年末加州集中式光伏裝機規(guī)模達17.1GW，光伏最大出力達77.8%?？紤]到加州光伏大發(fā)時段消納空間已接近于0及全年平均出力情況，故22年末加州在運行集中式光伏裝機規(guī)模6.2GW，在運行光伏配儲規(guī)模達3.2GW，光伏配儲比例超50%，而2023-2024年加州集中式光伏計劃新增18.6GW，光伏配儲計劃新增10.7GW，光伏配儲比例達58%，新增光伏配儲有望進一步提升。配儲時長：光伏需配置4小時儲能，更長時儲能需求漸起。根據(jù)EIA數(shù)據(jù)，2018-2022年美國表前儲能平均配儲時長為2.28、2.74、1.17、2.98、2.54h，2022年受部分大型儲能項目并網(wǎng)延期影響平均配儲時長有所降低，但整體仍高于中國2.1h的平均配儲時長（GGII統(tǒng)計，2022年）。分區(qū)域看，光伏裝機容量最大的加州大部分部署的電池儲能系統(tǒng)持續(xù)放電時間達4小時以上，平均配儲時長顯著高于其他地區(qū)。2023年3月美國能源部宣布與合作伙伴簽署諒解備忘錄以加速長時儲能的商業(yè)化，并制定了長時儲能計劃，旨在十年內(nèi)將電網(wǎng)規(guī)模儲能系統(tǒng)的成本降低90%，持續(xù)時間提高至10小時以上。未來隨著美國新能源滲透率的提升，配儲時長有望持續(xù)提升。（二）經(jīng)濟性：商業(yè)模式+ITC補貼保障儲能活力1.收入端：靈活市場機制保障儲能長期收益考慮到美國儲能形式主要在于新能源配儲與獨立儲能，在收益模式上有所差異，故分別予以差異化分析。（1）新能源配儲：PPA溢價提升整體經(jīng)濟性PPA電價制度是保障歐美新能源發(fā)展的重要基石。在歐美電力市場實踐中，新能源參與市場交易最成熟的方式即為PPA（PowerPurchaseAgreement）長期購電協(xié)議。廣義上來說，PPA可以泛指所有電源類型與用戶簽訂的購電協(xié)議，但實踐中，PPA一般只表示用戶與風電、光伏等新能源發(fā)電簽訂的購電協(xié)議。對于新能源企業(yè)而言，PPA是在補貼退坡甚至取消的大背景下，鎖定部分收入、抵消不確定性、獲取融資的重要手段；對于用戶而言，PPA得以降低用電成本、完成綠電指標。新能源發(fā)電企業(yè)通過配儲，一方面提升新能源消納率，另一方面通過提升PPA電價提高項目整體經(jīng)濟性。如前所述，以新能源占比較高的加州為例，每年4-5月風光自然條件較好時期、新能源出力較高時段的電力凈負荷曲線已接近于0，新能源消納壓力驟增。美國新能源的消納壓力并非來自于政府考核，而是存量及新建電站的利用率及PPA電價簽署情況，進而影響項目經(jīng)濟性，故新能源電站尤其是出力更為集中的光伏電站為降低電價下滑風險，配儲意愿明顯提升。新能源PPA電價受多種因素影響，包括：（1）合約簽署時間，早期組件價格較高時期受成本影響簽署PPA價格較高。（2）當前現(xiàn)貨市場平均電價，即現(xiàn)貨市場價格偏低的時候，PPA的簽約就會相對低迷。（3）PPA合約類型，包括：①As-generatedPPA，即用戶用電隨著發(fā)電曲線變化波動。這種方式將新能源波動的風險都轉(zhuǎn)移給了用戶，故在電價上會最有競爭力。②BaseloadPPA，即新能源發(fā)電要調(diào)整至基荷狀態(tài)進行電力出售。這種方式對用戶來說風險更小，新能源可以在成本和風險之間覓得最大收益，但技術(shù)性要求比較高，電價相應(yīng)偏高。③As-consumedPPA，新能源發(fā)電按照用戶負荷曲線提供電力。這種方式較為常見，但局限在擁有多元發(fā)電組合或是足夠備用容量的發(fā)電企業(yè)才能提供，故電價也為三種方式最高。新能源配儲項目PPA溢價率達25%-50%，且溢價率與配儲比例、配儲時長呈正相關(guān)。根據(jù)伯克利實驗室對美國諸多新能源項目的追蹤，光伏電站PPA電價主要在20-40美元/MWh之間，即146-293元/MWh之間，項目之間受前述三種因素影響差異較大，但整體仍呈現(xiàn)小幅下降趨勢。但在配置儲能系統(tǒng)后，新能源發(fā)電的可控性大幅提高，根據(jù)伯克利實驗室對不同配比與容量的儲能項目對PPA電價的影響統(tǒng)計，儲能對PPA電價的貢獻在5-20美元/MWh之間，即37-146元/MWh之間，溢價率約25%-50%。配置更高比例及更長時間儲能的新能源項目溢價率明顯提升，新能源企業(yè)配置儲能通過提升PPA電價進而提高項目整體收益率較為明顯。配儲是保障新能源電站收益性的重要手段。如前所述，新能源配儲是保障消納、提升經(jīng)濟性的重要措施，根據(jù)美國可再生能源交易平臺LevelTenEnergy統(tǒng)計，在當下光伏EPC價格0.9美元/W、平均45美元/MWh的PPA電價、考慮到30%的ITC退稅補貼情況下，美國光伏電站自有資金IRR達6.8%。而假設(shè)配置40%儲能系統(tǒng)、PPA電價溢價率50%、ITC退稅補貼30%且儲能可以部分參與電力市場的條件下，光儲系統(tǒng)IRR達到8.4%。（2）獨立儲能：三大市場相輔相成，電能量/輔助服務(wù)容量市場貢獻主要收入美國獨立儲能主要參與電能量市場、輔助服務(wù)市場和容量充裕度市場，其中電能量市場與輔助服務(wù)市場貢獻主要收入。根據(jù)CAISO統(tǒng)計的2021年與2022年加州儲能資源平均每小時出力情況，從功率角度看，2020年及以前獨立形態(tài)的儲能主要應(yīng)用于提供輔助服務(wù)，包括調(diào)頻、備用、爬坡等，而2021年以來隨著電能量市場價差的擴大，儲能提供的電能量增長超過輔助服務(wù)出力增長，在需求高峰時段儲能平均放電功率甚至達到其輸出功率的73%。從收入角度看，獨立儲能最大的收入來自日前電能量市場，其次為指令性不平衡市場與調(diào)頻市場。我們認為，新能源裝機規(guī)模的快速增長為加州電力系統(tǒng)帶來同樣的挑戰(zhàn)，電力凈負荷曲線在新能源出力高峰時段持續(xù)下探，凈負荷變化得“更深”與“更陡”一方面電能量市場峰谷價差拉大為儲能參與電能量市場提供更高收益，另一方面輔助服務(wù)市場調(diào)節(jié)需求明顯提升，儲能參與輔助服務(wù)市場頻率加大，兩大市場貢獻獨立儲能主要收入。儲能年均收入達103美元/kW/年，未來仍有進一步提升空間。受益于電能量市場與輔助服務(wù)市場需求的快速提升，加州儲能參與電力市場凈收入從2021年的約73美元/（kW·年）提升至2022年103美元/（kW·年），收益范圍從40至239美元/（kW·年），收益范圍較大主要系儲能參與電力市場模式不一所致。其中電能量市場收入63美元（/kW·年），同比+110.3%，向上調(diào)頻11美元（/kW·年），同比+15.4%，向下調(diào)頻15美元/（kW·年），同比-31.0%。調(diào)頻收入下降主要系儲能作用轉(zhuǎn)向為凈高峰時段提供更多電量，進而導致用于輔助服務(wù)的容量占比有所下降。展望未來，隨著新能源裝機的持續(xù)擴大及消納能力的見底，儲能在電力市場作用與盈利能力有望進一步強化。具體分市場看：電能量市場：平均峰谷價差達251美元/MWh，高峰谷價差支撐較高盈利能力。表前儲能參與電能量市場主要為實現(xiàn)調(diào)峰，獲取峰谷價差收益。根據(jù)CAISO統(tǒng)計的表前儲能參與日前市場與實時市場各季度電能量平均競價與平均節(jié)點價格的對比可知，2022年日前與實時市場的平均電價持續(xù)維持高價且呈現(xiàn)增長態(tài)勢。日前市場的充電平均價格比平均節(jié)點價格低96美元/MWh，放電平均價格比平均節(jié)點價格高155美元/MWh，平均價差達251美元/MWh，較2021年的平均價差190美元/MWh高61美元/MWh，同比提升32.1%。實時市場亦呈現(xiàn)相同趨勢，儲能充放電平均價差從2021年的119美元/MWh提升至2022年的167美元/MWh，同比提升40.3%。日前與實時市場平均充放電價差均遠高于中國，貢獻美國儲能主要收益來源。調(diào)用頻率仍有提升空間，以儲能參與電能量市場為例，全年調(diào)用僅一半時間。若1kW/kWh儲能每日一充一放參與電能量市場套利，考慮90%的充放電深度與85%的充放電效率，全年運行360天，可以實現(xiàn)138美元/（kW·年）收益。但實際上美國大儲參與多場景的情況下，參與電能量市場套利次數(shù)有限，實際收益2022年僅63美元/（kW·年）可測算全年僅調(diào)用164天。輔助服務(wù)市場：氣電資源充足背景下市場接近飽和，儲能參與輔助服務(wù)市場占比逐步下滑。CAISO在日前與實時市場中采購的輔助服務(wù)主要包括：向上調(diào)頻、向下調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用和非旋轉(zhuǎn)備用，其中向上調(diào)頻與向下調(diào)頻通過平衡電力供需以維持系統(tǒng)頻率，旋轉(zhuǎn)與非旋轉(zhuǎn)資源統(tǒng)稱為運行備用，用于在緊急運行條件和負載出現(xiàn)重大意外變化期間維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。根據(jù)CAISO統(tǒng)計，2022年以來儲能提供調(diào)頻服務(wù)容量顯著增加，但受氣電資源充足影響輔助服務(wù)市場需求趨于飽和，儲能參與該市場比例亦有所下降。容量市場：資源充裕性計劃拓寬儲能收入渠道。除電能量市場與輔助服務(wù)市場外，加州電力市場同樣存在容量機制用于解決電力充裕度問題，包括長期容量購買計劃（偏向長期）與容量充裕性市場（偏向一年以內(nèi)），以確保加州電力系統(tǒng)有足夠的容量應(yīng)對電網(wǎng)波動。根據(jù)BNEF資訊，為滿足加州公用事業(yè)委員會于2021年6月發(fā)布的中期可靠性采購決定，南加州愛迪生電力公司（SCE）斥資12億美元投入523MW的電化學儲能，預計這些電化學儲能將簽署20年的長期資源充裕性合約，合約價格達到9.23美元/（kW·月），折算110.76美元/（kW·年），有望為儲能貢獻額外收入來源。三大市場共同保障美國儲能經(jīng)濟性，實現(xiàn)長期盈利仍依賴補貼、系統(tǒng)降本與收益性提升。如前所述，電能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場為獨立儲能發(fā)展提供合理收益，但不同市場主體收益率受供需關(guān)系影響存在較大差異，如根據(jù)CAISO統(tǒng)計，加州儲能參與電能量與輔助服務(wù)市場凈收入2022年為103美元/kW/年，同比+41.1%，收益范圍為40-239美元/kW/年，考驗單個項目的響應(yīng)能力。此外，儲能參與電能量市場與輔助服務(wù)市場的收益本身亦存在年度波動，進一步增大全生命周期收益率的不確定性。對于加州而言，資源充裕性計劃為儲能提供相對穩(wěn)定的收入來源，但對于缺乏容量收入來源的德州等其他地區(qū)，儲能經(jīng)濟性仍依賴于各類補貼、系統(tǒng)降本與收益性提升。2.成本端：IRA法案進一步延長ITC補貼年限，支撐未來數(shù)年行業(yè)高景氣，設(shè)備成本降低與利率下行亦有望刺激需求提速IRA法案補貼力度空前，聯(lián)邦I(lǐng)TC稅收抵免政策延續(xù)有望支撐未來數(shù)年高景氣周期。ITC作為美國政府為鼓勵可再生能源發(fā)展的支持政策基石，自2005年出臺以來不斷為可再生能源安裝主體提供稅收抵免優(yōu)惠，此后在2008年、2015年、2021年分別將該政策進行修改與延續(xù)，支撐美國新能源裝機高速發(fā)展。2021年11月，聯(lián)邦政府通過《BuildBackBetterAct》，將原計劃2021年底到期的ITC政策再次延長10年，有望支撐未來數(shù)年高景氣周期。2022年8月，美國提出《降低通脹法案》（IRA），作為21年重建美好法案的補充和修正條款，對儲能系統(tǒng)的補貼力度空前。其中：（1）滿足一定條件的表前儲能（超過1MW但在發(fā)布有關(guān)現(xiàn)行工資和學徒要求后60天內(nèi)開工建設(shè)、或超過1MW但滿足現(xiàn)行工資和學徒要求）與工商業(yè)儲能（不超過1MW的光儲項目）：①基礎(chǔ)抵免由之前的26%升至30%（延長至2032年），2033年退坡至26%、2034退坡至22%；②滿足一定條件，可額外享受10%-40%不等的抵免幅度（加上基礎(chǔ)抵免最高可至70%）：滿足本土制造要求+10%；項目位于能源社區(qū)+10%（即可為當?shù)貍鹘y(tǒng)能源帶來重要就業(yè)機會的特定社區(qū)）；針對5MW以下的項目，位于低收入社區(qū)或位于印第安保留地+10%；針對5MW以下的項目，滿足合格的低收入住宅建筑項目或合格的低收入經(jīng)濟效益項目+20%。③首次提出，獨立儲能（大于5kWh）也可享受稅收抵免（此前規(guī)定必須與光伏發(fā)電綁定且75%電量來自于光伏發(fā)電才可享受抵免）；（2）不滿足一定條件的表前儲能（大于1MW的光儲項目，但未在發(fā)布有關(guān)現(xiàn)行工資和學徒要求后60天內(nèi)開工建設(shè)且不滿足現(xiàn)行工資和學徒要求）：①基礎(chǔ)抵免由之前的26%降至6%；②滿足一定條件，額外享受2%-4%不等的抵免幅度：滿足本土制造要求+2%；項目位于能源社區(qū)+2%。③首次提出獨立儲能（大于5KWh）也可享受稅收抵免（此前規(guī)定必須與光伏發(fā)電綁定且75%電量來自于光伏發(fā)電才可享受抵免）。（3）戶儲領(lǐng)域：①稅收抵免額度由之前的26%提升至30%（延遲至2032年）、2033年退坡至26%、2034退坡至22%；②滿足本土制造要求的抵免額度+10%；③首次提出獨立儲能（大于3kWh）也可享受稅收抵免（之前必須與光伏發(fā)電綁定且100%能量來源于該光伏系統(tǒng)才可享受抵免）。綜上來看，我們認為，IRA法案提出進一步強化ITC補貼力度（基礎(chǔ)抵免30%+額外抵免10%-40%，總抵免最高可至70%；且首次提出大于3kWh的獨立儲能也可享受抵免），或?qū)⒓铀倜绹磥硎旮黝I(lǐng)域儲能需求放量。系統(tǒng)成本與貸款利率下行有望刺激儲能需求提速?？紤]到美國目前部分州獨立儲能項目經(jīng)濟性相對有限，成本依舊是制約項目進展的重要因素。根據(jù)WoodMackenzie統(tǒng)計，2023Q3美國公用事業(yè)規(guī)模儲能系統(tǒng)平均價格為1288美元/kW，同比下降35%，考慮到美國公用事業(yè)規(guī)模儲能平均配儲時長約3小時，對應(yīng)429美元/kWh。盡管美國大儲系統(tǒng)價格在2023年開始出現(xiàn)大幅下降，但仍遠高于國內(nèi)不及1000元/kWh的系統(tǒng)平均報價，未來美國儲能市場仍存在一定的降本空間。此外，利率亦在一定程度影響儲能建設(shè)積極性，據(jù)我們測算，在30%的資本金條件下，貸款利率每提升1%，IRR下降約0.5pct，2023年下半年隨著美聯(lián)儲加息放緩，未來若貸款利率下行有望刺激儲能需求提速。（三）加速因素：電網(wǎng)升級+并網(wǎng)法案改革強有力促進儲能發(fā)展提速美國在申請并網(wǎng)項目規(guī)模可觀但積壓嚴重，主要原因在于電網(wǎng)容量制約與審批效率低下。2016年美國簽署《巴黎協(xié)定》后新能源申請并網(wǎng)容量和項目數(shù)大幅提升，根據(jù)勞倫斯伯克利實國家驗室統(tǒng)計，截至2022年末美國進入申請序列的發(fā)電與儲能項目總?cè)萘恳殉^2000GW，其中光伏項目947GW、儲能項目680GW，其次為風電、天然氣機組，進入并網(wǎng)申請序列的規(guī)模在近三年呈現(xiàn)顯著增長，盡管部分項目存在多地區(qū)申報套利情況，但申請規(guī)模仍然遠超美國當下發(fā)電機組裝機容量總和，考慮到美國能源項目約3-5年的開發(fā)周期，現(xiàn)有申請項目將有力支撐未來新能源及儲能開發(fā)規(guī)模。分區(qū)域看，非ISO的西部電力市場區(qū)域申請規(guī)模最多，主要系西部地區(qū)風光資源充沛且開發(fā)規(guī)模較小，其次為MISO、PJM、CAISO、ERCOT區(qū)域，且西部與德州區(qū)域儲能申請數(shù)量快速增長。而在PJM和CAISO地區(qū)，由于并網(wǎng)申請序列項目密度過大，兩區(qū)已暫停2022年的新增并網(wǎng)申請。我們認為，目前制約新能源并網(wǎng)的主要因素在于電網(wǎng)容量限制與審批效率低下。月度并網(wǎng)成功率波動較大，體現(xiàn)美國儲能短期制約因素仍在。通過統(tǒng)計EIA每月披露的在運發(fā)電機組數(shù)據(jù)與未來數(shù)月計劃并網(wǎng)的發(fā)電機組數(shù)據(jù)，我們以當月并網(wǎng)功率規(guī)模除以上月披露的當月計劃并網(wǎng)功率規(guī)模來衡量并網(wǎng)成功率。除部分月份大項目并網(wǎng)對當月并網(wǎng)成功率有顯著刺激外，絕大多數(shù)月份并網(wǎng)成功率低于2022年同期水平，主要原因即在于電網(wǎng)容量限制與審批效率低下。未來隨著上述制約因素逐步緩解，并網(wǎng)成功率指標有望穩(wěn)步回升。1.現(xiàn)有開發(fā)進展受電網(wǎng)容量制約顯著，電網(wǎng)升級支撐更大規(guī)模儲能并網(wǎng)變壓器老化與小范圍供電方式導致美國電網(wǎng)容量受限，是制約其新能源發(fā)展的首要因素。變壓器使用年限方面，根據(jù)美國商務(wù)部統(tǒng)計，美國電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施多建于20世紀60-70年代，變壓器實際使用年限平均為30-40年，遠超25年的預期壽命。而變壓器的老化會削弱其內(nèi)部絕緣性與導電性，降低電網(wǎng)可靠性，最終導致電網(wǎng)故障與短路事故頻發(fā)。輸電方式方面，考慮到美國地廣人稀特征，大多數(shù)發(fā)電廠選址靠近城市，通過鐵路和管道運輸?shù)姆绞綄⒒剂线\送至發(fā)電廠，所產(chǎn)生的電力亦主要滿足本地需求，后續(xù)雖對高壓輸電線路進行升級但以區(qū)域為核心的輸電方式仍未改變，電力輸送方式并未考慮到大規(guī)模清潔能源需求，故大規(guī)模新能源并網(wǎng)往往需要同步對電網(wǎng)設(shè)施進行升級。我們認為，美國電力系統(tǒng)對于新能源承載能力有限，現(xiàn)有輸電網(wǎng)架及輸變電設(shè)備難以滿足更大規(guī)模的新能源并網(wǎng)，進而限制新能源發(fā)展速度，亦在很大程度上制約儲能裝機。美國電網(wǎng)投資增速近年來有所放緩，電網(wǎng)升級已落后于新能源發(fā)展。根據(jù)美國能源部統(tǒng)計，超過2/3的家庭由投資者所有的公用事業(yè)公司（Investor-OwnedUtilities）供電，2004-2022年IOUs在輸配電領(lǐng)域資本開支復合增速達8.76%，但近五年來增速有所下滑。根據(jù)EEI數(shù)據(jù)，美國公用事業(yè)公司近幾年為增強電力傳輸與分配的穩(wěn)定性的投資約300億美元，規(guī)模僅為中國一半，考慮到美國電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施老舊化程度較高，電網(wǎng)升級已落后于新能源發(fā)展。加速因素一：美國電網(wǎng)新一輪升級改造啟動，有望緩解新能源并網(wǎng)容量限制。2021年11月，美國總統(tǒng)拜登簽署《兩黨基礎(chǔ)設(shè)施法案》（簡稱：BIL法案），提出美國政府將投入5500億美元升級基礎(chǔ)設(shè)施，其中將投入約25億美元用于開發(fā)輸電線路和升級電網(wǎng)設(shè)施。2022年美國能源部宣布投資105億美元用于建造智能電網(wǎng)及電網(wǎng)升級，以提高電力系統(tǒng)的可靠性與彈性。2023年10月，美國總統(tǒng)拜登進一步宣布提供20億美元補貼并撬動總計超80億美元的聯(lián)邦與私人投資，用以改善輸電網(wǎng)絡(luò)，政府對電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)支持力度明顯加大。我們認為，隨著美國政府對電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施升級投資力度加大及變壓器需求壓力逐步緩和，美國新能源并網(wǎng)容量限制有望逐步緩解。2.并網(wǎng)規(guī)則鉗制導致項目審批周期拉長，并網(wǎng)法案改革刺激儲能并網(wǎng)提速并網(wǎng)周期拉長，大儲項目推遲并網(wǎng)頻發(fā)，美國大能項目從申請到并網(wǎng)的平均周期已達3年。2023年美國儲能延后并網(wǎng)現(xiàn)象頻繁，根據(jù)WoodMackenzieQ1報告統(tǒng)計，約1.8GW計劃在2022Q4并網(wǎng)但被延遲到2023Q1的大儲項目中超80%（1.4GW）被再度推遲至2023Q2，而Q2依舊有1.7GW的大儲項目被延后至下半年，大儲的并網(wǎng)延遲已成為常態(tài)。除儲能外，各類型能源并網(wǎng)延遲以成為常態(tài)，根據(jù)勞倫斯伯克利國家實驗室數(shù)據(jù)，近年來各類型發(fā)電機組審批時間均有所延長，美國各類型發(fā)電項目從遞交并網(wǎng)申請（InterconnectionRequest，簡稱IR）至商業(yè)運營（CommercialOperationsDate，簡稱COD）的平均時長由2015年的35個月提升至2022年的57個月，相比之下儲能項目的建設(shè)周期短于平均時間，但同樣受申請規(guī)模大幅增長影響審批周期提升，審批周期從2015年的19個月提升至2022年的35個月。分項目規(guī)模看，規(guī)模與申請周期呈正相關(guān)，規(guī)模小于5MW的發(fā)電項目申請時間略長于20個月，超過200MW的大項目則接近60個月。我們認為，制約并網(wǎng)審批進展的因素主要來自于：（1）并網(wǎng)審批流程繁瑣，傳統(tǒng)審批制度未能適應(yīng)新能源行業(yè)的迅速發(fā)展。傳統(tǒng)發(fā)電機組的并網(wǎng)流程包括遞交并網(wǎng)申請、項目可行性評估、電網(wǎng)影響評估、項目設(shè)施評估、達成并網(wǎng)協(xié)議和設(shè)施建設(shè)六大步驟。其中可行性評估和電網(wǎng)影響評估階段，當?shù)仉娋W(wǎng)運營商會針對每個項目單獨評估其是否需要對當?shù)仉娋W(wǎng)進行升級，而電網(wǎng)升級的費用則完全由項目商支付，2022年平均升級費用達到230美元/kW。在并網(wǎng)影響評估完成后，開發(fā)商將判斷包含電網(wǎng)設(shè)施改造費用后該項目是否具有經(jīng)濟性，如果開發(fā)商決定并網(wǎng)，則需要與電網(wǎng)資產(chǎn)方簽訂并網(wǎng)協(xié)議，該協(xié)議包含了雙方的責任與成本以及對電網(wǎng)設(shè)施進行改造升級的計劃，且在設(shè)施改造完成前，項目不能并網(wǎng)。傳統(tǒng)審批流程主要針對大規(guī)模化石能源發(fā)電項目，對中小型新能源電站難以適用。傳統(tǒng)審批流程在火力發(fā)電時代可能適用于大型發(fā)電項目，但隨著新能源項目的增多，多數(shù)新能源項目商很難負擔高額的電網(wǎng)升級費用，因此選擇退出并網(wǎng)申請，觸發(fā)電網(wǎng)運營商對隊列中下一個項目重新啟動電網(wǎng)升級評估，導致并網(wǎng)審批時間被大大延長。并網(wǎng)申請的積壓導致各類型發(fā)電機組接入電網(wǎng)的時間與成本不確定性增加，影響系統(tǒng)可靠性。（2）高昂電網(wǎng)升級費用，開發(fā)商采取投機策略阻礙整體效率。如前所述，美國電力系統(tǒng)老舊化程度較高，新能源接入規(guī)模的提升導致部分電力設(shè)施不足，因此地區(qū)公共事業(yè)公司與電網(wǎng)運營商往往要求新能源開發(fā)商承擔電網(wǎng)和變電站升級等電力設(shè)施改造費用。根據(jù)勞倫斯伯克利國家實驗室數(shù)據(jù)，2020-2022年排隊中的新能源項目并網(wǎng)中位數(shù)成本為85美元/kW，而退出排隊的新能源項目并網(wǎng)中位數(shù)成本達156美元/kW（其中主要是電網(wǎng)改造成本）。由于高電網(wǎng)升級成本與低排隊成本，新能源開發(fā)商出現(xiàn)大量投機排隊行為，部分開發(fā)商在多個區(qū)域申請同一個項目，當獲取電網(wǎng)升級改造費用后再選擇性退出，進一步延長其他項目等待時長。加速因素二：新規(guī)則落地，預計美國儲能并網(wǎng)進展有望提速。2023年7月28日，聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（FERC）發(fā)布了被FERC主席成之為“過去二十年以來規(guī)模最大、最重要的一系列并網(wǎng)改革”的新版發(fā)電機組并網(wǎng)程序與協(xié)議規(guī)則（簡稱：2023號令），旨在解決并網(wǎng)隊列積壓問題，提高并網(wǎng)過程中的確定性。新規(guī)更新了大型發(fā)電設(shè)施（20MW及以上）和小型發(fā)電設(shè)施（20MW以下）并網(wǎng)程序，著重提出并網(wǎng)審批規(guī)則、并網(wǎng)審批效率、技術(shù)進步與電網(wǎng)升級融合三類主要規(guī)則的變更，從項目審批原則、項目審批費用分攤、電網(wǎng)升級費用分攤等方面進行一系列強制性改革。并網(wǎng)審批規(guī)則方面：2023號令將美國傳統(tǒng)并網(wǎng)申請的”FirstCome,FirstServed”調(diào)整為”First-Ready,First-Served”，要求申報方將同一節(jié)點下的并網(wǎng)項目單獨申報改為集群申報，通過同時分析多個成熟項目對輸電系統(tǒng)的以提高并網(wǎng)過程效率、減少延誤并改善成本分配。并網(wǎng)審批效率方面：通過設(shè)立更嚴格的申報標準與懲罰制度來避免運營商投機性申報，進而提升申請項目質(zhì)量與整體審批效率，加快并網(wǎng)隊列處理速度。技術(shù)進步與并網(wǎng)升級融合方面：通過允許同一并網(wǎng)點后多個發(fā)電設(shè)施共享發(fā)電請求、優(yōu)先使用并網(wǎng)點富裕容量、配置儲能等方式以提高發(fā)電機組并網(wǎng)的靈活性，使用SVG、潮流控制裝置、同步調(diào)相機等替代傳輸技術(shù)以使電網(wǎng)升級的成本效益最優(yōu)化等，將先進技術(shù)與電網(wǎng)需求相融合以擴充電網(wǎng)升級方式。我們認為，新版并網(wǎng)規(guī)則通過將并網(wǎng)項目申報規(guī)則從單項申報變更為集群申報，通過考慮多個項目的綜合影響，一方面提高項目平均審批速度，另一方面考慮不同項目的相互影響或可減少對電網(wǎng)相應(yīng)升級，此外新規(guī)則通過設(shè)立懲罰制度避免投機行為、允許同一并網(wǎng)點共享發(fā)電請求等措施，有望促進儲能建設(shè)提速。預計美國并網(wǎng)審批問題將在近未來數(shù)年逐步得到改善，支撐美國新能源及儲能項目并網(wǎng)規(guī)模的增長。四、表后市場：經(jīng)濟性主導，降息有望釋放需求空間表后市場主要包括戶儲與工商儲，分布集中于新能源占比較高或電網(wǎng)穩(wěn)定性較差區(qū)域。2022年受能源價格上漲、通脹加劇及極端天氣頻發(fā)等因素影響，終端電價快速上漲，疊加ITC補貼提升，美國戶儲市場整體呈現(xiàn)高景氣態(tài)勢，工商儲受產(chǎn)業(yè)鏈供給緊缺影響有所下滑。根據(jù)WoodMackenzie數(shù)據(jù)，2022年美國戶儲/工商儲新增1.60GWh/0.25GWh，同比+51.23%/-40.96%。2023年能源危機緩和后能源價格快速回落及美聯(lián)儲加息周期影響，戶儲需求有所放緩，工商儲前期積壓訂單快速交付，2023年Q1-3美國戶儲/工商儲新增1.15GWh/0.40GWh，同比+2.97%/+91.54%。從分布區(qū)域看，2020年戶儲前兩大市場分別為加利福尼亞州（57%）與夏威夷州（16%），其中加州受凈計量政策變化，消費者被鼓勵光儲配套安裝以提升經(jīng)濟性，而夏威夷州主要以微電網(wǎng)為主，保障電力供應(yīng)為首要目的。此外近兩年德克薩斯州、佛羅里達州等新能源發(fā)展迅速或極端天氣頻發(fā)導致電網(wǎng)穩(wěn)定性較差州安裝量亦有所提升。戶儲與工商儲驅(qū)動因素相似，主要在于提升經(jīng)濟性、太陽能發(fā)電自供應(yīng)及提高供電穩(wěn)定性三方面。根據(jù)EnergySage統(tǒng)計，美國居民選擇戶儲的原因主要包括節(jié)省電費（40%）、太陽能發(fā)電自供應(yīng)（35%）及提高供電穩(wěn)定性（30%），不同原因用戶在決策時的關(guān)注點亦有所差異。其中：①節(jié)省電費類用戶需求通常取決于業(yè)主方能否獲得優(yōu)惠的利率或補貼來降低戶儲系統(tǒng)成本，此類用戶首要關(guān)注經(jīng)濟性問題、對成本敏感度高；②提高太陽能發(fā)電自供應(yīng)類用戶，部分受分布式光伏上網(wǎng)電價政策變化而配置儲能，配儲目的與節(jié)省電費部分重合，部分為實現(xiàn)綠能與能源轉(zhuǎn)型而愿意支付財務(wù)溢價；③提高供電穩(wěn)定性類用戶通常位于電網(wǎng)可靠性較差或極端天氣頻發(fā)區(qū)域，后兩類用戶關(guān)注戶儲系統(tǒng)容量與是否支持離網(wǎng)運行，更加注重產(chǎn)品品牌與性能，對于經(jīng)濟性關(guān)注度較少。經(jīng)濟性因素：能源價格回落弱化電價上漲預期，貸款利率提升提高融資成本，2023年表后儲能經(jīng)濟性邊際下滑導致部分需求放緩，2024年經(jīng)濟性改善后需求有望逐步釋放?？紤]到表后儲能具備投資品屬性，收入與成本變化通過影響配儲經(jīng)濟性進而影響用戶采購意愿。收入端：電力市場化程度較高的加州、德州等地已開始實行峰谷分時電價政策，但電價調(diào)整周期較長，天然氣價格對未來一段時間居民電價具有指導作用。2023年能源危機緩和后天然氣價格出現(xiàn)大幅下滑，或在一定程度上制約電價上漲預期，進而弱化戶儲盈利性。成本端：碳酸鋰價格雖在2023年上半年出現(xiàn)大幅下滑，但美國高通脹率導致安裝成本與貸款成本大幅提升。根據(jù)EnergySage統(tǒng)計，2023年H1美國戶儲系統(tǒng)平均安裝成本為1352美元/kWh，環(huán)比進一步提升，高成本與低收入預期倒掛導致戶儲裝機需求放緩。我們認為，2024年隨著美聯(lián)儲加息周期結(jié)束、碳酸鋰降價逐步向系統(tǒng)端傳導、IRA法案將儲能補貼標準降低至3kWh且不再與光伏發(fā)電完全綁定疊加加州SGIP額外補貼，表后儲能需求有望逐步釋放。光伏自供應(yīng)因素：加州NEM3.0實施以來余電上網(wǎng)經(jīng)濟性大幅下滑，光伏配儲意愿提升明顯。對于分布式光伏系統(tǒng)業(yè)主方而言，上網(wǎng)電價政策對其配儲意愿影響顯著。以加州為例，2023年4月開始執(zhí)行的NEM3.0政策將戶用光伏余電上網(wǎng)電價從接近于居民購電電價下調(diào)為批發(fā)電價，將余電上網(wǎng)電量從實際上網(wǎng)電量下調(diào)為實際可減少公用事業(yè)的發(fā)電量。據(jù)CALSSA估計，NEM3.0政策將使上網(wǎng)電價平均降低75%左右，由30美分/kWh降低至8美分/kWh，光伏系統(tǒng)投資回收期將延長至9年。據(jù)Solar測算，目前收益模式下光伏配儲與僅光伏投資收益率相近，但配儲可提供備用電源，減少因電網(wǎng)不穩(wěn)定所造成的影響，同時利用分時費率提升整體經(jīng)濟性，推動加州光伏系統(tǒng)向光儲融合轉(zhuǎn)型。用電穩(wěn)定性因素：電網(wǎng)協(xié)調(diào)性差、極端天氣下停電事故頻發(fā)，催生用戶側(cè)儲能保供需求。據(jù)EIA統(tǒng)計，2020年美國人均停電時長達8小時，極端天氣為停電時長增加的主要原因，而每年非重大原因?qū)е碌耐ｋ姇r長穩(wěn)定在約2小時，因極端氣候與自然災害導致的停電時長由2015年的不足2小時增加至2020年的6小時。其中路易斯安那州因颶風過境，人均停電時間高達60小時，康涅狄格州則受熱帶風暴影響，人均停電時間接近45小時，并有約75000戶停電超過一周。電網(wǎng)老化與極端天氣頻現(xiàn)所致的停電事故對居民及工商業(yè)企業(yè)產(chǎn)生較大影響，催生表后儲能需求。綜上，我們認為2023年美國表后儲能市場短期受能源價格回落、貸款利率提高、安裝成本上升等因素影響，邊際需求有所放緩。展望2024年，隨著美聯(lián)儲加息周期結(jié)束、碳酸鋰降價逐步向系統(tǒng)端傳導、IRA法案將儲能補貼范圍擴大、部分州提出額外補貼措施，表后儲能經(jīng)濟性有望逐步恢復。加州NEM3.0政策下戶用光伏上網(wǎng)電價從凈計量向凈計費轉(zhuǎn)變后驅(qū)動新增需求向光儲融合轉(zhuǎn)變，預計表后儲能需求有望逐步釋放。五、產(chǎn)業(yè)鏈出海凸顯競爭優(yōu)勢（一）下游：公用事業(yè)公司居多，開發(fā)商類型逐步多元化儲能開發(fā)商頭部效應(yīng)顯著，新布局企業(yè)漸多。根據(jù)EIA披露的發(fā)電項目清單中儲能項目數(shù)據(jù)，通過穿透儲能項目開發(fā)商股權(quán)關(guān)系，我們統(tǒng)計了截止2023年末規(guī)模超20MWh的儲能項目開發(fā)商規(guī)模（2023年數(shù)據(jù)為大于5MW項目），2022年美國新增儲能項目開發(fā)商功率CR1/CR3/CR5/CR10分別為14.39%/36.12%/51.22%/92.54%，頭部效應(yīng)顯著。2023年頭部隨著ITC補貼力度加大，頭部開發(fā)商市場份額有所拓張，同時中小開發(fā)商亦加速入場，2023年美國新增儲能項目開發(fā)商容量CR1/CR3/CR5分別提升至23.21%/40.62%/52.10%，但CR10占比下滑至69.85%，新晉開發(fā)商數(shù)量明顯提升。開發(fā)商類型從公用事業(yè)公司拓展至電網(wǎng)、金融企業(yè)等，行業(yè)格局多元化。通過梳理2023年美國新投運超5MW儲能電站開發(fā)商情況，美國大儲項目開發(fā)商從公用事業(yè)公司（如NVEnergy，承擔西北部分州發(fā)輸變配）向電網(wǎng)（如意大利國家電網(wǎng)Enel、法國電力集團EDF等）、金融企業(yè)（如EnergyCapitalPartners、CIMGroup）等拓展，開發(fā)商背景呈現(xiàn)多元化。其中NextEraEnergy、Vistra、AES等頭部電力公用事業(yè)企業(yè)憑借對電力市場機制的深刻理解率先布局多個大型儲能項目，具備項目運營的先發(fā)優(yōu)勢。（二）中游：頭部份額集中，可融資性、產(chǎn)品力、渠道力決定海外集成商競爭優(yōu)勢頭部大儲集成商與大型項目開發(fā)商深度綁定，先發(fā)