電力設備行業深度研究：IRA政策重磅出臺美國儲能投資機會在哪里？-221020（41頁）.pdf

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1、1證券研究報告作者：行業評級：上次評級：行業報告|請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明電力設備電力設備強于大市強于大市維持2022年10月20日（評級）分析師 孫瀟雅 SAC執業證書編號：S1110520080009IRA政策重磅出臺，美國儲能投資機會在哪里？政策重磅出臺，美國儲能投資機會在哪里？行業深度研究摘要2請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明22年以來美國居高不下的天然氣價格拉升電價，且22年8月出臺的美國通脹削減法案（IRA）強化了ITC政策力度，我們認為這兩項重大邊際變化或將使儲能經濟性進一步增加，進而加速裝機需求的提升。本篇報告將基于上述重要的邊際變化，探討：本篇報告將基于上

2、述重要的邊際變化，探討：1）美國儲能需求來源；）美國儲能需求來源；2）天然氣及電價上漲、天然氣及電價上漲、ITC政策變化對美國表前及表后儲能市場經濟性的影響，發掘美國儲能市場爆發背景下的投資機會。政策變化對美國表前及表后儲能市場經濟性的影響，發掘美國儲能市場爆發背景下的投資機會。美國儲能市場復盤美國儲能市場復盤22H1延續高增態勢，以表前儲能為主且配儲時長不斷提升。延續高增態勢，以表前儲能為主且配儲時長不斷提升。美國儲能市場自2020年起進入高增期，20-21年容量口徑裝機量達到3.5、10.5GWh，yoy+237%/+198%，22H1延續高增態勢，新增裝機規模達5.9GWh，yoy+16

3、1%。分結構看，美國儲能以表前為主，22H1表前、工商業、戶用裝機占比分別為85%/7%/9%，yoy+190%/+83%/+61%。趨勢上看，配儲時長、新能源發電的配儲比例持續提升，平均配儲時長由2016年的1.4小時升至2021年的3.0小時。需求來源需求來源1保證電力系統穩定保證電力系統穩定1、對電力系統而言，風光占比提高帶來了配儲需求。、對電力系統而言，風光占比提高帶來了配儲需求。隨著風電、光伏等新能源發電在總發電量占比提高（風光發電滲透率由2008年的1%快速增至2020年的10%），電力系統呈現“雙峰雙高”&“雙側隨機性”，發電側與用電側的不匹配帶來了電網的運行安全性問題；電化學儲

4、能響應速度快、功率及能量密度大、動態性能好，可以有效解決新能源發電占比提高帶來的電力系統安全問題。2、美國電網的區域特征驅動加州、德州成為美國儲能主力市場。、美國電網的區域特征驅動加州、德州成為美國儲能主力市場。與歐洲高度集成化的互聯電網不同，美國本土電網由西部聯合電網、東部聯合電網、德州電網三大電網構成，區域電網的互聯程度較低，由于落基山脈地理特征和歷史原因，各電網區域的發電結構有所不同。我們認為，美國儲能市場的區域分布特點，與其電網等電力基礎設施建設現狀有關，加州、德州分別對應更高的光伏、風電發電占比，及加州無法實現電力完全自發自用、德州電網與外界互聯程度較低，使得加州、德州成為美國儲能主

5、要裝機市場。截至2021年加州儲能累計裝機量達到2339MW，占全國總裝機量的44%；德州儲能累計裝機量達到797MW，占全國總裝機量的15%；兩地儲能裝機占到了全國總裝機量59%。需求來源需求來源2經濟性加速裝機需求提升：經濟性加速裝機需求提升：PXaXqU8V9WmZnNnNtRbR8Q6MoMpPtRmOkPnMpPeRmOnM6MmMyRvPnQsNNZrMqM3請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明1、邊際變化：、邊際變化：ITC政策力度強化政策力度強化+電價上漲，儲能經濟性有望進一步增加。電價上漲，儲能經濟性有望進一步增加。20222022年年8 8月出臺的月出臺的IRAIRA（I

6、nflation Reduction ActInflation Reduction Act）法案強化了）法案強化了ITCITC政策力度。政策力度。從邊際變化看，23年開始ITCITC政策的有效期限得到延長政策的有效期限得到延長（補貼將持續至2033年而后開始退坡；上一版本2022年已開始退坡）、稅收抵免力度進一步加強稅收抵免力度進一步加強（現行版本對應23年22%的補貼，新版本基礎30%+額外抵免比例最高可至70%，其中基礎抵免：滿足現行工資及學徒要求，則23-33年基礎抵免由此前22%上升至30%；額外抵免：滿足特點條件，最高可享受40%抵免）。天然氣漲價拉升電價。天然氣漲價拉升電價。美國天

7、然氣價格持續走高，由之前2020年11月低點的3.09美元/千立方英尺持續升至2022年6月的8.22美元/立方英尺，漲幅高達166%；高企的天然氣價格相應拉升電價，全美、美國加州、美國德州平均電價均持續上漲，分別由2020年11月的10.37/17.26/8.03美分/千瓦時升至2022年6月的13.28/24.19/11.21美分/千瓦時，漲幅分別為28%/40%/40%。2、經濟性測算：考慮、經濟性測算：考慮ITC政策，儲能在表前、表后市場均具經濟性。政策，儲能在表前、表后市場均具經濟性。表前市場：表前市場：邊際變化：邊際變化：我們認為，表前端我們認為，表前端ITCITC政策強化，有望助

8、力光儲（增量市場）及獨立儲能（增量政策強化，有望助力光儲（增量市場）及獨立儲能（增量+存量市場改造）項目持續存量市場改造）項目持續增長：增長：光儲稅收抵免比例的大幅提升（最高可達70%）；5KWh以上商用獨立儲能亦能享受稅收抵免，有望提升存量市場獨立儲能安裝的積極性。發電側發電側PPA+PPA+電網側輔助服務，我們測算經濟性均好于天然氣機組。電網側輔助服務，我們測算經濟性均好于天然氣機組。我們測算：新能源配儲項目以基礎抵免23年30%計算，儲能LCOS將由現行版ITC的86$/MWh（補貼22%）下降至78$/MWh（補貼30%）；獨立儲能項目儲能LCOS將由現行版ITC的108$/MWh（補

9、貼0%）下降至78$/MWh（補貼30%）。測算結果：測算結果：1 1）新能源配儲：）新能源配儲：新版ITC政策儲能功率配比25%以內時低于天然氣機組LCOE下限，60%以內時低于天然氣機組LCOE上限，較現行版本分布提高2、5pcts。2 2）電網側（獨立儲能）：）電網側（獨立儲能）：ITC稅收抵免由現行的0%上升至30%以上，儲能LCOS明顯低于天然氣調峰的175美元/MWh。3 3）現貨電價套利：）現貨電價套利：從加州ISO數據看，2022年9月2日-10月2日中有12天時間峰谷價差超過儲能LCOS，儲能電站可通過現貨電價套利進一步增加收益。4請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 投資

10、建議：投資建議：針對表前市場：我們認為，對美國本土集成商已形成供貨、或已實現美國表前儲能訂單或出貨的中國集成商及相關供應鏈均有望受益美國表針對表前市場：我們認為，對美國本土集成商已形成供貨、或已實現美國表前儲能訂單或出貨的中國集成商及相關供應鏈均有望受益美國表前儲能的持續增長。前儲能的持續增長。電池及系統：建議關注電池及系統：建議關注【寧德時代寧德時代】、【億緯鋰能億緯鋰能】。逆變器及系統：建議關注逆變器及系統：建議關注【陽光電源陽光電源】、【科陸電子科陸電子】。溫控：建議關注溫控：建議關注【英維克英維克】、【同飛股份同飛股份】。表后市場：表后市場：邊際變化：邊際變化：首次提出獨立儲能（3KW

11、h以上）可享受30%稅收抵免；2023年起的稅收抵免比例由此前的22%提升至30%，且延長至2032年后才退坡（此前抵免比例將于23年降至22%，24年降至0%）。且戶用端。且戶用端ITCITC只享受只享受30%30%基礎抵免，不涉及“本土制造”條款額外抵免基礎抵免，不涉及“本土制造”條款額外抵免利好中國產業鏈企業。利好中國產業鏈企業。戶用儲能經濟性測算：戶用儲能經濟性測算：基于加州的ITC及SGIP補貼情況，以及特斯拉戶用光儲系統報價，考慮初始投資費用，配置戶用光儲系統將在第7年體現經濟性。投資建議：投資建議：當前美國戶儲市場的頭部企業均為海外集成商，我們認為，主要系美國戶儲市場更高的市場準

12、入門檻較高、本土消費者對品牌知名度亦有更高的要求。但往未來看，隨著隨著ITCITC稅收抵免邊際變化帶來的經濟性提高，我們看好電池成本進一步下降稅收抵免邊際變化帶來的經濟性提高，我們看好電池成本進一步下降+國內企業逐步獲得認國內企業逐步獲得認證、打開市場知名度，從而切入美國表后市場帶來的投資機會。證、打開市場知名度，從而切入美國表后市場帶來的投資機會。電池及系統：建議關注電池及系統：建議關注【比亞迪比亞迪】。逆變器及系統：建議關注逆變器及系統：建議關注【德業股份德業股份】、【盛弘股份盛弘股份】、【科士達科士達】。結構件：建議關注結構件：建議關注【銘利達銘利達】、【祥鑫科技祥鑫科技】。風險提示：儲

13、能需求不及預期；政策力度不及預期；風險提示：儲能需求不及預期；政策力度不及預期；鋰電池成本上漲幅度超預期；國際貿易政策風險；鋰電池成本上漲幅度超預期；國際貿易政策風險；測算具有一定主觀性，僅供參考。測算具有一定主觀性，僅供參考。一、行業現狀一、行業現狀5請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明1.1 行業：行業：21年進入年進入裝機高峰期，裝機高峰期，22H1裝機裝機量量2.3GW，yoy+193%1.2 裝機結構：美國以表前裝機結構：美國以表前儲能為主，儲能為主，22H1表前、工商業、戶用裝機表前、工商業、戶用裝機占比分別為占比分別為85%/7%/9%，yoy+190%/+83%/+61%。6

14、市場復盤：市場復盤：2020年美國儲能進入高增期，年美國儲能進入高增期，20-21年容量口徑裝機量年容量口徑裝機量yoy+237%/198%數據來源：CNESA全球儲能項目庫，EIA，Wood Mackenzie，wind，天風證券研究所全球維度，美國、中國、歐洲為電池儲能的主要裝機市場。全球維度，美國、中國、歐洲為電池儲能的主要裝機市場。據CNESA統計，2021年全球新增投運的新型電力儲能項目裝機規模達10.2GW，同比增長117%。從國家及地區維度看，主要市場美國、中國、歐洲合計裝機量占全球市場的80%，分別占34%/24%/22%，其后為日韓、澳大利亞，分別占7%/6%。美國市場方面，

15、美國市場方面，20202020年進入電池儲能裝機高增期，年進入電池儲能裝機高增期，20202020-20212021年容量口徑裝機量達到年容量口徑裝機量達到3.53.5、10.5GWh10.5GWh，yoy+237%/+198%yoy+237%/+198%。盡管2021年美國儲能行業面臨了電池采購短缺和漲價等問題，造成部分項目建設延遲，2021年裝機量仍實現同比增長198%。此外，單個項目裝機規模也刷新歷史記錄，佛羅里達電力照明公司的409MW/900MWh Manatee儲能中心項目完成。進入進入20222022H1H1，美國電池儲能新增裝機規模達，美國電池儲能新增裝機規模達5.9GWh5.

16、9GWh，yoy+161%yoy+161%，高增速持續延續。，高增速持續延續。圖：圖：2021年全球新增投運新型儲能項目分地區占比年全球新增投運新型儲能項目分地區占比圖：圖：2008-2022H1美國電池儲能新增裝機量（單位：美國電池儲能新增裝機量（單位：MWh）359 530 813 1046 3529 10499 591748%53%29%237%198%161%0%50%100%150%200%250%300%0200040006000800010000120002016201720182019202020212022H1儲能新增裝機量(MWh)yoy7市場復盤：細化來看，美國以表前儲能

17、為主，趨勢上配儲時長不斷提升市場復盤：細化來看，美國以表前儲能為主，趨勢上配儲時長不斷提升數據來源：Wood Mackenzie，天風證券研究所 分應用場景看，美國以表前儲能為主。分應用場景看，美國以表前儲能為主。2022H1美國表前儲能裝機量達1.9GW/5.0GWh，工商業171MW/393MWh，戶儲217MW/517MWh，以容量口徑算，表前、工商業、戶用分別占比85%/7%/9%。從裝機趨勢看，美國儲能的配儲時長不斷提升。從裝機趨勢看，美國儲能的配儲時長不斷提升。平均配儲時長由2016年的1.4小時提升至2021年的3.0小時，而后2022H1略微下降至2.6小時。圖：圖：20162

18、016-20212021美國新增儲能裝機容量美國新增儲能裝機容量裝機量（裝機量（MWMW）裝機量（裝機量（MWhMWh）配儲時長（配儲時長（h h）201620162573591.41.4201720172535302.12.1201820183378132.42.42019201951010462.12.120202020147235292.42.4202120213509104993.03.02022H12022H1230559172.62.685%7%9%表前工商業戶用圖：圖：2022H1美國儲能裝機結構（容量口徑）美國儲能裝機結構（容量口徑）787 2305 2265 5917 200

19、22004200MWMWh圖：圖：2021H12021H1及及2022H12022H1美國儲能裝機量變化美國儲能裝機量變化5007MWh393MWh517MWh二、需求來源二、需求來源1-保證電力系統穩定性保證電力系統穩定性8請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2.1 對電力對電力系統而言，風光系統而言，風光占比提高帶來了配儲需求占比提高帶來了配儲需求2.2 美國電網的美國電網的區域特征，驅動區域特征，驅動加州、德州成為美國儲能主力市場加州、德州成為美國儲能主力市場9新能源發電占比提高后，解決電力系統的運行安全性問題是儲能的核心需求來源新能源發電占比提高后，解決電力系統的運行安全性問題是儲能

20、的核心需求來源數據來源：EIA，BP，ELA，GWEC，天風證券研究所美國電力系統中風電、光伏的發電占比不斷提升，是驅動其儲能裝機量快速增長的原因之一。美國電力系統中風電、光伏的發電占比不斷提升，是驅動其儲能裝機量快速增長的原因之一。美國風光發電滲透率呈穩步提升態勢，由2008年的1%快速增長至2020年的10%，至2021年進一步上升至12%。風電、光伏等新能源發電在總發電量中的占比提高后，電力系統呈現“雙峰雙高”風電、光伏等新能源發電在總發電量中的占比提高后，電力系統呈現“雙峰雙高”&“雙側隨機性”，發電側與用電側的電量、“雙側隨機性”，發電側與用電側的電量、負荷不匹配帶來了電網的運行的安

21、全性問題。負荷不匹配帶來了電網的運行的安全性問題。隨著新能源大規模接入，電力系統將呈現顯著的“雙峰雙高”“雙峰雙高”（雙峰電網夏、冬季負荷高峰；雙高高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）和“雙側隨機性”“雙側隨機性”（風電、光伏發電具有波動性和間歇性，因此發電占比提升后，供電側也將出現隨機波動的特性，能源電力系統由傳統的需求側單側隨機系統向雙側隨機系統演進）。電化學儲能響應速度快、功率及能量密度大、動態性能好，可以有效解決新能源發電占比提高帶來的電力系統安全問題。電化學儲能響應速度快、功率及能量密度大、動態性能好，可以有效解決新能源發電占比提高帶來的電力系統安全問題。通過參與調峰、調頻、備用電

22、源等工作，儲能可以改善電力系統的負荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通過參與系統頻率的調節改善電網的穩定性。圖：美國風光發電滲透率從圖：美國風光發電滲透率從2008年的年的1%快速增長到快速增長到2021年的年的12%圖：圖：2021年美國發電結構年美國發電結構0%0%0%0%0%0%0%1%0.01 1%2%2%2%3%1%2%2%3%3%4%4%5%6%6%7%7%8%9%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021風電

23、光伏38%22%19%6%9%3%3%天然氣煤電核電水電風電光伏其他10美國儲能主要集中在加州美國儲能主要集中在加州、德州，至、德州，至21年兩地累計裝機占全國總裝機量的年兩地累計裝機占全國總裝機量的59%數據來源：EIA，加州2020年停電事故分析及其對浙江省電力安全的啟示（韓剛等），美國得州 215 大停電事故分析及對中國電力發展的啟示（張玥等），天風證券研究所美國儲能市場呈地域分化特征，主要裝機需求來自加州、德州兩地。美國儲能市場呈地域分化特征，主要裝機需求來自加州、德州兩地。截至2021年加州儲能累計裝機量達到2339MW，占全國總裝機量的44%；德州儲能累計裝機量達到797MW，占全

24、國總裝機量的15%；兩地儲能裝機占到了全國總裝機量59%。2020-2121年，加州、德州兩地均發生較為嚴重的電力安全事故，根本原因均為極端天氣下發電側與用電側電力不匹配。年，加州、德州兩地均發生較為嚴重的電力安全事故，根本原因均為極端天氣下發電側與用電側電力不匹配。1）加州：20年8月遭遇極端高溫天氣，導致多輪停電事故，至少81萬居民用戶正常用電受到影響。用電側區域內電力最大負荷增加了4507MW，但發電側494MW的天然氣發電機組發生故障、太陽能發電3小時內出力減少6736MW、風力發電較前一日減少2000MW，CAISO宣布電網進入三級緊急狀態。2）德州：21年2月遭遇極端寒冷天氣，導致

25、用電側電力取暖負荷急劇攀升，同時發電側天然氣管道受凍冰堵、風機葉片覆冰凍結、大量燃氣和風電機組退出運行，導致最多影響人口達450萬人，德州電網進入三級緊急狀態。我們認為，美國儲能市場的區域分布特點，與其電網等電力基礎設施建設現狀有關。我們認為，美國儲能市場的區域分布特點，與其電網等電力基礎設施建設現狀有關。圖：按圖：按地區分，截至地區分，截至20212021年美國儲能裝機量（年美國儲能裝機量（MWMW）2339.1797.42197.9加州德州其他44%15%41%11電網結構現狀：美國電網結構現狀：美國三大電網互聯三大電網互聯程度較低，電力程度較低，電力系統可靠性基本需靠各地自行解決系統可靠

26、性基本需靠各地自行解決數據來源：European Commission proposes trans-European electric transmission development plan（GEOFF ZEISS），低碳背景下能源系統安全不容忽視（吳廈成等），美國得州 215 大停電事故分析及對中國電力發展的啟示（張玥等），北極星智能電網在線，天風證券研究所 與歐洲高度集成化的互聯電網不同，美國本土電網由西部聯合電網、與歐洲高度集成化的互聯電網不同，美國本土電網由西部聯合電網、東部聯合電網、德州電網三大電網構成，區域電網的互聯程度較低，東部聯合電網、德州電網三大電網構成，區域電網的互聯

27、程度較低，分別由 66 個電力調度機構保障電力系統的可靠性和實時平衡，需要自行解決供電穩定性及新能源消納問題。東、西部電網之間通過7回背靠背直流相連；德州電網與東部電網通過2回直流相聯，未與西部電網聯網，與墨西哥通過3回直流相聯。區域特征：由于落基山脈地理特征和歷史原因，各電網區域的發電結區域特征：由于落基山脈地理特征和歷史原因，各電網區域的發電結構有所不同。構有所不同。東部電網：靠近美國主要煤、氣供應地，以煤炭和天然氣發電為主；西部電網：因靠近科羅拉多山系和河流，分布有落基山脈等地勢落差很大的山體，以水電裝機為主；南部的德克薩斯電網：處于頁巖氣盆地所在地，天然氣發電為主，形成了區域內的獨立小

28、電網。三大電網聯結程度較低，主要與美國聯邦制的體制、輸電網項目回報三大電網聯結程度較低，主要與美國聯邦制的體制、輸電網項目回報率較低有關。率較低有關。美國聯邦制下跨州輸電項目建設需要多個州的監管部門同意，多個聯邦政府部門之間的協調難度較大，且行政審批程序復雜、耗時長，最終獲準門檻高。此外，輸電網項目相較于其他投資項目，具有回報率低，建設周期長等特點，比較缺乏投資吸引力。圖：美國區域電網分布及互聯情況圖：美國區域電網分布及互聯情況圖：歐洲高電壓等級電網較為密集圖：歐洲高電壓等級電網較為密集12分區域看分區域看-加州：新能源發電高占比，帶來對能量型儲能的裝機需求加州：新能源發電高占比，帶來對能量型

29、儲能的裝機需求數據來源：電池中國網，索比光伏網，從加州限電事故與美國 WEIM 機制看電力市場的融合協同（李可昕等），加州2020年停電事故分析及其對浙江省電力安全的啟示（韓剛等），南方能源觀察，國際能源小數據，天風證券研究所 電力系統無法完全自給自足電力系統無法完全自給自足+較好的光照條件，使風光發電占比不斷較好的光照條件，使風光發電占比不斷上升，上升，20202020年占比達到年占比達到22.7%22.7%。加州電力系統無法完全自給自足，需要通過與周圍電網交易以維持供需平衡，2016年至2019年的外受電量每年維持在30%左右，疊加加州較好的光照條件，從2010年到2020年，加州的太陽能

30、和風能發電占比從3.4%增加到22.7%。往未來看，加州承諾到2045年實現無碳電網，預計將安裝更多的光伏系統和風力發電設施。加州獨立系統運營商（加州獨立系統運營商（CAISOCAISO）在）在2121年部署的儲能系統裝機容量與年部署的儲能系統裝機容量與去年相比增長了去年相比增長了1212倍，達到倍，達到2359MW2359MW，測算占全美裝機量的，測算占全美裝機量的67%67%。加州電力市場主要由CAISO，WECC，NERC三家獨立運營商管理，其中CAISO份額占比接近60%。根據電網和批發市場運營商發布的調查數據，CAISO在2021年部署的儲能系統裝機容量達2359MW，我們測算占20

31、21年全年美國儲能裝機量的67%。較高的可再生能源裝機占比，使較高的可再生能源裝機占比，使CAISOCAISO部署的主要為能量型儲能，用部署的主要為能量型儲能，用于實現能量時移。于實現能量時移?；诎l電結構，CAISO部署儲能以能量型為主，平均儲能充放電時長達到4小時，主要用于在光伏、風電富余時充電，并在電力需求較高時段將電力重新注入電網。往未來看，持續提高的新能源發電占比，預計將有望驅動儲能系統裝往未來看，持續提高的新能源發電占比，預計將有望驅動儲能系統裝機容量的持續增長。機容量的持續增長。圖：圖：20012001-20202020年加州電源裝機規模變化（不含外購電）年加州電源裝機規模變化（

32、不含外購電）圖：圖：20162016-20192019年加州外受電量占總用電量比例（年加州外受電量占總用電量比例（%）13分區域看分區域看-加州：加州：2009年將儲能納入年將儲能納入SGIP補貼范圍，從經濟性層面刺激需求起量補貼范圍，從經濟性層面刺激需求起量數據來源：SGIP Handbook（2021），天風證券研究所 為發展分布式發電，為發展分布式發電，20012001年加州公用事業委員會啟動年加州公用事業委員會啟動SGIPSGIP用于補貼加州分布式發電，并于用于補貼加州分布式發電，并于20092009年將儲能納入補貼范圍，至此年將儲能納入補貼范圍，至此安裝分布式光伏、儲能均有額外補貼，

33、從經濟性層面刺激了需求起量。安裝分布式光伏、儲能均有額外補貼，從經濟性層面刺激了需求起量。從重要時間點看：2009年，儲能技術首次被納入了SGIP補貼的范圍；2014年，加州政府要求將SGIP總預算資金的75%用于儲能項目的激勵，自此儲能成為SGIP的補貼主要對象。2016年，SGIP根據項目是否享受ITC調整了補貼水平。2017年，SGIP建立“平衡預算”補貼。2019年，SGIP政策出臺“平衡彈性預算。2020年，SGIP取消戶用項目申請費，并放寬了項目能效審計的要求。經過二十年的發展，SGIP的目標從降低能耗峰值負荷轉變為減少溫室氣體排放，主要補貼對象也從分布式發電拓展至儲能。圖：美國加

34、州圖：美國加州SGIP政策發展脈絡政策發展脈絡時間發布方政策內容2000年AB 970為應對加州能源危機，要求發展分布式發電2001年CPUC D.01-03-0073響應AB 970，SGIP啟動，用于補貼分布式發電技術2003年AB 1685延長SGIP至2007，針化石燃料補貼建立了排放和效率要求2006年AB 2778延長SGIP至2011，規定僅風能與燃料電池可享受SGIP2009年SB 412將SGIP延長至2015，由CPUC確定分布式能源，以達到溫室氣體（GHG）減排目的，儲能被納入補貼范圍。2010年至2011年，每年向SGIP提供8300萬美元預算2011年AB 1150將

35、SGIP首要目標從減少能源峰值符合更改為減少GHG排放。2014年SB 861、AB 1478將SGIP管理延長至2020年，更改了項目結構以及激勵水平，將75%的總激勵預算分配給儲能技術2016年AB 1637要求CPUC加倍籌集SGIP資金，直至2019年。2017年CPUC D.17-04-017、17-10-004接受ITC并調整對儲能的補貼。SGIP平衡預算建立2018年SB 700將SGIP延長至2024年，重新設計了平衡預算的補貼水平2019年CPUC D.19-09-027SGIP平衡彈性預算建立2020年CPUC D.20-01-021、20-02.002向SGIP注入6.7

36、5億美元資金以補貼儲能項目，并要求自2020年至2024年逐年為SGIP籌集1.66億美元。取消戶用項目申請費，取消能效審計紙質文件的提交，由主辦客戶確認項目能效2022年CPUCSGIP為電熱泵熱水器提供額外激勵措施14分區域看分區域看-加州：加州：SGIP補貼主要針對工商業、戶用儲能，對大型儲能的補貼有所削減補貼主要針對工商業、戶用儲能，對大型儲能的補貼有所削減數據來源：SGIP Handbook（2021），energy tool base，SGIP官網，天風證券研究所 現階段的SGIP補貼由普通預算、平衡預算及平衡彈性預算三大獨立部分構成。普通預算中針對不同規模儲能進行分輪次的補貼，補

37、貼力度隨輪次增加而下降，享受ITC的儲能項目享受補貼將被削減。平衡預算專門為弱勢社區和低收入群體的儲能項目提供獨立的補貼，補貼水平為0.85$/Mh。平衡彈性預算則為高山火威脅區域的儲能項目提供補貼，補貼水平高達1$/Mh，以達到全額或接近全額的儲能安裝補貼水平。圖：新版圖：新版SGIP激勵預算分類（單位：美元激勵預算分類（單位：美元/Wh）（/Wh）第一輪第二輪第三輪第四輪第五輪第六輪第七輪普通預算大型儲能（10kW）0.50.40.350.30.25-大型儲能（10kW）（申請ITC）0.360.290.250.220.18-戶用儲能（10kW）0.50.40.350.30.250.20.

38、15平衡預算弱勢社區低收入群體的儲能0.85平衡彈性預算高山火威脅區域低收入和脆弱的群體儲能1 從補貼削減機制看，從補貼削減機制看，2MW2MW以內、以內、0 0-2 2小時小時的儲能項目最為受益，超過的儲能項目最為受益，超過6MW6MW、6 6小時的小時的儲能項目無法享受補貼。儲能項目無法享受補貼。整體看，充電時長越長，則補貼削減比例越大，且無后備存儲的儲能系統削減比例更大。此外，容量越大則補貼削減比例越大。最后的SGIP激勵金額等于基礎SGIP補貼金額乘以削減乘數。削減機制補貼乘數針對充電時長（有后備存儲）02h24h46h6h以上100%100%50%0%針對充電時長（無后備存儲）02h

39、24h46h6h以上100%50%25%0%針對容量02MW24MW46MW6MW以上100%50%25%0%圖：圖：SGIP補貼削減機制補貼削減機制15分區域看分區域看-德州：風電占比較高，對儲能的需求主要在功率型儲能德州：風電占比較高，對儲能的需求主要在功率型儲能數據來源：低碳背景下能源系統安全不容忽視（吳廈成等），美國電力市場中需求響應的發展及啟示（崔楷舜），天風證券研究所 近近1515年，德州電力裝機結構中煤電占比顯著下降，風電占比持續提升，年，德州電力裝機結構中煤電占比顯著下降，風電占比持續提升，20202020年風電發電占比已達年風電發電占比已達23%23%。2006-2020年，

40、德州燃煤發電占比持續下降，從37%下降到18%；風電占比持續攀升，從2%上升到23%。由于德州風電占比較高，且風電的系統轉動慣量較低，德州電力系統對由于德州風電占比較高，且風電的系統轉動慣量較低，德州電力系統對調頻的需求逐漸升高，因而也催生了對功率型儲能的需求。調頻的需求逐漸升高，因而也催生了對功率型儲能的需求。德州電力市場由ERCOT管理，其新能源占比較高，2019年新能源滲透率最高達到了56.16%，若不考慮棄風新能源滲透率可達60%。與加州、與加州、PJMPJM區域（采用容量市場機制）不同，德州采用單純電能量市區域（采用容量市場機制）不同，德州采用單純電能量市場的電價機制，電廠不能通過提

41、供富余容量獲得收益。場的電價機制，電廠不能通過提供富余容量獲得收益。容量市場機制中，電廠可以通過承諾保持隨時向電網輸送電能的能力獲取收益（根據美國電力市場經驗，容量市場帶來的電力成本約為0.011-0.013$/kwh），因而電廠更愿意投資發電機組及儲能系統的富余容量。而德州只設計了純電量交易制度，沒有補貼電廠的電容量市場，因此相應的富余裝機容量及能量型儲能較少。圖：圖：20062006-20202020年德州電力裝機構成變化趨勢年德州電力裝機構成變化趨勢16分區域看分區域看-PJM區域：儲能主要參與區域：儲能主要參與調頻市場，但調頻市場，但2017年市場規則的修訂使增速放緩年市場規則的修訂使

42、增速放緩數據來源：PJM，電池中國網，北極星售電網，天風證券研究所 PJMPJM（賓夕法尼亞州（賓夕法尼亞州-新澤西州新澤西州-馬里蘭州）區域的電網互聯情況較好，以煤電、天然氣發電為主。馬里蘭州）區域的電網互聯情況較好，以煤電、天然氣發電為主。PJM作為區域性獨立系統運營商，負責美國東部大西洋沿岸13個州以及哥倫比亞特區電力系統的運行與管理。發電結構方面，PJM區域靠近美國主要煤、氣供應地，以煤炭和天然氣發電為主；電網方面，PJM負責約62556英里傳輸線的地區電網的協調控制，區域內電網互聯情況較好；競爭性電力批發市場發展較為成熟，交易品種包括能量市場、容量市場、輔助服務市場、金融輸電權市場等

43、；并建有快速調頻市場，調頻輔助服務競價規則和付費結算方法完善。PJMPJM區域的儲能主要參與調頻市場，但受區域的儲能主要參與調頻市場，但受20172017年市場規則修訂影響，其后儲能增速大幅降低。年市場規則修訂影響，其后儲能增速大幅降低?；赑JM較為成熟的快速調頻市場，PJM區域的電池儲能大部分由獨立發電商（IPP）所有，用于提供調頻服務。但2017年，為了控制系統管理問題，PJM修訂了市場規則，維持調頻服務的能量中性，要求需求響應資源將不再只提供短周期調頻服務，儲能系統也將被要求延長電網充放電時間。市場規則的修改意味著主要用于調頻的儲能系統同時需要配置更大的容量和充放電周期，大幅降低了儲能

44、的安裝增速。三、需求來源三、需求來源2-經濟性加速裝機需求經濟性加速裝機需求17請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明3.1 邊際變化：邊際變化：ITC政策力度強化政策力度強化+電價上漲，經濟性有望進一步增加電價上漲，經濟性有望進一步增加3.2 經濟性測算：考慮經濟性測算：考慮ITC政策，儲能在表前、表后市場均具經濟性政策，儲能在表前、表后市場均具經濟性3.1 邊際變化邊際變化18請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明ITC政策力度強化政策力度強化+電價上漲，經濟性電價上漲，經濟性有望進一步增加有望進一步增加19邊際變化邊際變化1：22年年8月月IRA法案出臺，其中法案出臺，其中ITC政策期限

45、延長、力度加強政策期限延長、力度加強數據來源：SEIA，NY Engineers，Inflation Reduction Act，天風證券研究所20222022年年8 8月，美國月，美國總統拜登簽署了總統拜登簽署了IRAIRA（Inflation Reduction ActInflation Reduction Act）法案，其中）法案，其中對對ITCITC政策進行了更新。從邊際政策進行了更新。從邊際變化看，變化看，2323年開年開始始ITCITC政策的有效期限得到延長、稅收抵免力度政策的有效期限得到延長、稅收抵免力度進一步加強，美國進一步加強，美國光伏、儲能等項目的經濟性有望進一步增強。光伏

46、、儲能等項目的經濟性有望進一步增強。有效期限進一步延長：有效期限進一步延長：補貼將持續至2033年而后開始退坡（上一版本2022年已開始退坡）。抵免力度進一步加強：抵免力度進一步加強：1）ITC抵免劃分為基礎抵免（6%/30%）+額外抵免（2%-40%）；2）獨立儲能首次納入ITC抵免范圍?；A抵免基礎抵免：滿足現行工資及滿足現行工資及學徒要求，則學徒要求，則2323-3333年基礎抵免由此前年基礎抵免由此前22%22%上升至上升至30%30%。更新的ITC政策中，1）1MW以上的光儲項目投資抵免基本稅率為6%，若在現行工資與學徒要求發布后60天內開工建設或滿足現行工資與學徒要求可以獲得30%

47、的稅率抵免；2）對于1MW以內項目均給予30%的稅率抵免。額外抵免額外抵免：滿足滿足以下三種情況可以獲得額外抵免以下三種情況可以獲得額外抵免，抵免，抵免力度進一步增加力度進一步增加：1）本土制造：全部使用美國制造鋼鐵產品、并滿足國產原材料占比40%（23年以后逐年提升5%至27年的55%）的項目，抵免稅率+2%（基礎抵免6%）或+10%（基礎抵免30%）；2）項目位于能源社區（新市場稅收抵免規定的）+10%；3）5MW以下的項目，位于低收入社區或位于印第安保留地的+10%，滿足合格的低收入住宅建筑項目或經濟效益項目的+20%。項目要求基礎抵免額外抵免最終抵免額度本土化制造能源社區低收入社區或住

48、宅（5MW以下）1）1MW以下的項目，或者2）1MW以上但滿足現行工資與學徒要求，或者3）1MW以上且在現行工資與學徒要求發布后的60天內開工建設22%（2023年）30%10%10%10%或20%30%-70%1MW以上但不滿足現行工資與學徒要求22%（2023年）6%2%2%10%或20%6%-30%表：表：削減通脹法案（削減通脹法案（IRAIRA）中）中ITCITC抵免變化抵免變化注：以上抵免額度至2034年止20邊際變化邊際變化2：2021年以來美國天然氣價格持續攀升，年以來美國天然氣價格持續攀升，22年上半年俄烏沖突加劇價格上漲年上半年俄烏沖突加劇價格上漲數據來源：EIA，央視網，天

49、風證券研究所美國天然氣價格的高低離不開國內外天然氣的供需關系，從歷史上看，2005和2008年美國天然氣的價格也曾飆升至高位，二者飆升的原因無外乎天然氣供需的錯配。我們認為，由于2022年天然氣供需的不平衡，預計天然氣價格也將會同樣拉升。美國天然氣價格高漲主要源自國內表前端、國際市場需求量的大幅增加。美國天然氣價格高漲主要源自國內表前端、國際市場需求量的大幅增加。從國內表前端需求來看，美國電力能源結構重心正在向天然氣轉移，燃煤發電正在逐步遭到淘汰，加上今年水利發電能力因歷史罕見的干旱而減弱，導致美國國內天然氣需求進一步飆升。據EIA數據顯示，2022年以來各月份相較去年同期均有所提高，其中天然

50、氣表前端消費量5月同期增幅達到了13.68%，7月同期增幅13.37%位居第二，一月增幅也達到了12.23%。從國際市場需求來看，自俄烏沖突爆發后，全球許多國家，尤其是歐洲加速進口美國天然氣，以保證冬季能源安全，美國因此在上半年一躍成為全球最大的液化天然氣（LNG）出口國。2022年2月24日，俄羅斯決定展開特別軍事行動，美國天然氣3月的出口量隨即飆升到了638bcf，創下了史前最高。圖：圖：天然氣表前端消費量天然氣表前端消費量圖：美國天然氣出口量圖：美國天然氣出口量圖：美國歷年天然氣價格走勢圖圖：美國歷年天然氣價格走勢圖21邊際變化邊際變化2：天然氣價格居高不下拉升電價，加州、德州：天然氣價

51、格居高不下拉升電價，加州、德州20年底以來電價漲幅年底以來電價漲幅40%左右左右數據來源：EIA，天風證券研究所電價隨天然氣價格增長而提升，儲能或將更具經濟性電價隨天然氣價格增長而提升，儲能或將更具經濟性。目前美國天然氣供給偏緊的局面持續演進，我們預計天然氣價格將在較長一段時間內保持在高位。天然氣是美國主要的發電及供暖能源之一，2021年天然氣發電占美國發電總量的38%左右，故美國電價受天然氣價格的影響較大，天然氣價格持續走高拉升電價，儲能的經濟性或將凸顯。20年底21年初起，美國天然氣價格持續走高，由之前2020年11月低點的3.09美元/千立方英尺持續升至2022年6月的8.22美元/立方

52、英尺，漲幅高達166%；高企的天然氣價格相應拉升電價，全美、美國加州、美國德州平均電價均持續上漲，分別由2020年11月的10.37/17.26/8.03美分/千瓦時升至2022年6月的13.28/24.19/11.21美分/千瓦時，漲幅分別為28%/40%/40%，其中加州和德州電價漲幅較全美平均電價更為顯著。圖：美國天然氣價格與電價走勢對比圖圖：美國天然氣價格與電價走勢對比圖圖：圖：2021年美國發電結構年美國發電結構38.30%21.80%18.90%6.30%13.80%0.90%天然氣煤電核電水電可再生能源（除水電）石油及其他3.2 經濟性測算經濟性測算22請務必閱讀正文之后的信息披

53、露和免責申明考慮考慮ITC政策，儲能政策，儲能在表前、表后市場均具經濟性在表前、表后市場均具經濟性3.2.1 表前市場表前市場23請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 邊際變化：邊際變化：ITC政策力度加強，可抵稅范圍及比例均有增加政策力度加強，可抵稅范圍及比例均有增加 發電側發電側PPA+電網側輔助服務，我們測算經濟性均好于天然氣機組電網側輔助服務，我們測算經濟性均好于天然氣機組 投資機會：美國、國內系統集成商及相關供應鏈公司有望受益投資機會：美國、國內系統集成商及相關供應鏈公司有望受益24邊際變化：邊際變化：表前端表前端ITC政策政策強化強化，有望有望助力光儲及獨立儲能項目助力光儲及獨立

54、儲能項目需求持續增長需求持續增長數據來源：SEIA，NY Engineers，Inflation Reduction Act，天風證券研究所2022202320242025-2032203320342035IRA出臺前基礎抵免26%22%10%10%10%10%10%能源至少75%來自太陽能的電池儲能系統才能補貼IRA出臺后1MW以上且滿足現行工資與學徒要求或在現行工資與學徒要求發布后的60天內開工建設基礎抵免30%30%30%30%30%22.5%15%本土化制造10%10%10%10%10%10%10%能源社區10%10%10%10%10%10%10%低收入社區（針對5MW以下項目）低收入

55、社區或部落土地10%10%10%10%10%7.5%5%合格低收入住宅或經濟效益項目20%20%20%20%20%15%10%1MW以上未在現行工資與學徒要求發布后的60天后開工建設，且未滿足現行工資與學徒要求基礎抵免6%6%6%6%6%4.5%3%本土化制造2%2%2%2%2%1.5%1%能源社區2%2%2%2%2%1.5%1%低收入社區（針對5MW以下項目）低收入社區或部落土地10%10%10%10%10%7.5%5%合格低收入住宅或經濟效益項目20%20%20%20%20%15%10%獨立儲能稅收抵免：只要商用電池系統的容量大于等于5kWh就可以進行滿補貼率補貼（30%）表：表：IRA出

56、臺前后表前端（出臺前后表前端（1MW以上）以上）ITC政策變化政策變化 美國通脹削減法案美國通脹削減法案（IRA）加強了表前端加強了表前端ITC政策力度：政策力度：1）首次提出，5KWh以上的獨立儲能也可享受稅收抵免（2023年起）；2）對于滿足一定條件的大儲項目，2023年起的稅收抵免比例由IRA出臺前的22%增至最低30%最高70%（基礎抵免30%+額外抵免10%-40%）。ITC加碼有望助力光儲（增量市場）及獨立儲能（增量+存量市場）項目持續增長。25邊際變化：邊際變化：ITC稅收抵免分別為稅收抵免分別為0/22%/30%時，儲能的時，儲能的LCOS分別為分別為108/86/78$/MW

57、h圖：圖：發電側儲能經濟性測算發電側儲能經濟性測算數據來源：Advances in Intelligent Systems and Computing（Janusz Kacprzyk等），基于動態參數響應模型的動力鋰離子電池循環容量衰減研究（蔣躍輝等），BNEF，NREL，Wood Mackenzie，陽光儲能工匠公眾號，前瞻經濟學人，索比儲能網，天風證券研究所 在測算儲能成本的LCOS時，我們的核心假設包括：儲能電站配比：1MW/4MWh；循環壽命6000次、年運營天數365天，每天滿充滿放一次，對應使用年限16.4年；電站投資總額11.03億美元，運維成本為投資總額的1%/年。我們將我們將

58、ITC稅收抵免力度分為三個維度稅收抵免力度分為三個維度，根據根據LCOS的計算公式測算的計算公式測算IRA新政落地前后的儲能經濟性邊際變化新政落地前后的儲能經濟性邊際變化，從計算結果看：從計算結果看：對新能源配儲項目：對新能源配儲項目：以現行ITC稅收抵免政策（23年為22%），計算儲能LCOS為86$/MWh；新版ITC稅收抵免政策（以基礎抵免23年30%計算），儲能LCOS下降至78$/MWh。對獨立儲能項目：對獨立儲能項目：以現行ITC稅收抵免政策（23年為0%），計算儲能LCOS為108$/MWh；新版ITC稅收抵免政策（以基礎抵免23年30%計算），儲能LCOS下降至78$/MWh。

59、圖：發電側儲能經濟性測算的核心假設及計算結果（按照圖：發電側儲能經濟性測算的核心假設及計算結果（按照ITC為為30%計算）計算）參數類型參數名稱設置值儲能電站參數功率(MW)10004H-儲能規模(MWh)4000年運營天數(天)365電池效率95%鋰電池充放電深度90%鋰電池衰減率2.0%殘值率5%循環次數6000使用年限16.44貼現率6%成本測算電站單位投資成本（$/kwh）275.7電站投資總額11.03億運維成本（$/KW*yr）11圖：不同圖：不同ITC抵免力度下（抵免力度下（0/22%/30%），儲能的），儲能的LCOSLCOS計算公式計算公式ITC抵免比例抵免比例022%30%

60、不同不同ITC比例測算的比例測算的LCOS結果（美元結果（美元/MWh）107.586.178.3圖：根據相應假設和公式測算的不同圖：根據相應假設和公式測算的不同ITC抵免比例下，儲能的抵免比例下，儲能的LCOS平準化儲能成本=初始投資成本+n=1年數各類成本1+折現率n n=1年數每日儲能量 每年運行天數=貼現后的總成本貼現后的總儲能量26經濟性測算經濟性測算1-新能源配儲：在儲能功率配比新能源配儲：在儲能功率配比60%以內時，光以內時，光+儲儲LCOE低于天然氣發電機組低于天然氣發電機組圖：圖：發電側儲能經濟性測算發電側儲能經濟性測算圖：新版圖：新版ITC（30%）-不同儲能配比的不同儲能

61、配比的4H光儲電站加權光儲電站加權LCOE計算計算($/MWh)數據來源：BNEF，NREL，Inflation Reduction Act，Lazard報告，天風證券研究所 美國多數地區的棄光率較低，主要盈利模式系利用儲能把光伏電站變成可持續向用電方出售綠電的PPA（用電方和供電方簽署長期購電協議，事先制定電價，供電方要滿足用電方的實時電力需求）。經濟性層面經濟性層面，假設每天“一充一放”，則按右表假設進行測算可得：按照現行ITC稅收抵免22%計算，如果分別按照天然氣LCOE下限/上限的44或73美元/MWh為基準，則光伏則光伏+儲能的功率最優配比分別儲能的功率最優配比分別為為22%/55%

62、。按照新版ITC稅收抵免30%計算，如果分別按照天然氣LCOE下限/上限的44或73美元/MWh為基準，則光伏則光伏+儲能的功率最優配比分別儲能的功率最優配比分別為為25%/60%。項目項目計算方式計算方式現行現行ITC=22%新版新版ITC=30%光伏成本光伏成本=LCOE2525儲能成本儲能成本=LCOS86.178.3儲能功率配比儲能功率配比ratio=儲能電站功率/光伏電站功率22%55%25%60%光儲成本光儲成本=LCOE+LCOS*ratio43.972.444.672.0天然氣發電成天然氣發電成本本=天然氣LCOE44734473圖：現行圖：現行ITC（22%）-不同儲能功率配

63、比的不同儲能功率配比的4H光儲電站加權光儲電站加權LCOE與天然氣機組對比與天然氣機組對比($/MWh)圖：新版圖：新版ITC（30%）-不同儲能功率配比的不同儲能功率配比的4H光儲電站加權光儲電站加權LCOE與天然氣機組與天然氣機組對比對比($/MWh)當天然氣LOCE=44時，現行ITC抵免22%情況下，光伏+儲能最優配比為22%當天然氣LOCE=73時，現行ITC抵免22%情況下，光伏+儲能最優配比為55%當天然氣LOCE=44時，新版ITC抵免30%情況下，光伏+儲能最優配比為25%當天然氣LOCE=73時，新版ITC抵免30%情況下，光伏+儲能最優配比為60%27經濟性測算：經濟性測

64、算：PPA可使項目方及下游客戶雙贏可使項目方及下游客戶雙贏數據來源：EIA，彭博新能源財經，Wind金融終端，天風證券研究所 PPA（Power Purchase Agreement）是發電方與用電方之間簽訂的長期電力買賣協議，期限一般在）是發電方與用電方之間簽訂的長期電力買賣協議，期限一般在5-20年，在此期間，買賣雙方年，在此期間，買賣雙方根據約定好的價格履行協議，購電方可以獲得可再生能源證書（根據約定好的價格履行協議，購電方可以獲得可再生能源證書（RECs）。）。20世紀70年代，美國遭遇能源危機，政府要求公用事業向電力生產成本更低的獨立發電方購電，并與之簽訂長期購電協議，PPA應運而生

65、。2005年，美國新版能源政策法促進了美國能源零售業的發展，PPA開始廣泛普及。美國PPA主要應用于風能、太陽能、水電、地熱能等新能源領域購電。在新能源發電項目建設初期，PPA可以為項目籌集融資，同時為協議買方提供低廉的電價。對項目方，對項目方，PPA意味著更確定的收入來源。意味著更確定的收入來源。長期的PPA意味著確定期限和確定金額的資金來源，從而使項目投資方能夠準確規劃項目成本和規模。同時，開工后項目可以結合當地新能源能源補貼和聯邦稅收抵免，是十分具有經濟性的投資選擇。對下游客戶，接受對下游客戶，接受PPA可獲得諸多好處：可獲得諸多好處：1）新能源發電成本較傳統能源更低。2）可以規避能源價

66、格波動、極端天氣和自然災害帶來的電力費用風險。3）助力企業清潔能源目標，同時提高ESG表現。4）客戶可以在眾多PPA提供者中自主選擇最合適報價，而傳統能源的供應方往往因為地域限制而非常單一。5）客戶無需考慮新能源發電系統規劃與維護，由PPA供應方全權負責。圖：圖：PPA是發電方與用電方之間簽訂的長期電力買賣協議是發電方與用電方之間簽訂的長期電力買賣協議28經濟性測算：新能源配儲可獲得經濟性測算：新能源配儲可獲得PPA溢價，企業購買主要為實現更高的可再生能源供應溢價，企業購買主要為實現更高的可再生能源供應數據來源：北極星風力發電網，EIA，NREL，BNEF，RE100，麥肯錫，谷歌官網，天風證

67、券研究所 發電商可通過配儲獲得發電商可通過配儲獲得PPA溢價，用電用戶可購買配儲溢價，用電用戶可購買配儲PPA獲得可再生能源，從而降低運營成本、減少購買碳信用額成本、實現企獲得可再生能源，從而降低運營成本、減少購買碳信用額成本、實現企業環境目標。業環境目標。對發電商而言，目前美國多數帶有儲能的PPA項目價格高于不帶儲能的，如Rawhide Prairie項目電價為26$/MWh，而帶儲能的更大容量的Wilmot項目電價為39.9$/MWh。對用電用戶而言，至22年10月至少有370多家企業公開承諾要100%使用可再生能源，購買PPA（可再生能源發電商與購買者之間的合同）為其解決方式之一，可達到

68、降低運營成本、碳排放成本以及實現企業環境目標的目的。為什么用戶會為配儲為什么用戶會為配儲PPA提供溢價提供溢價-有效保護了具有特定基本負載要求的有效保護了具有特定基本負載要求的PPA，以獲得更高的可再生能源供應。，以獲得更高的可再生能源供應。單純的光伏/風電PAA通常不足以使其電力脫碳（風光發電量具有隨機性），企業需要在碳排放市場上購買碳信用額來抵消剩余的排放量。但通過配置儲能設施能使企業實現可再生能源供電接近100%，同時為電網運營提供彈性。圖：美國圖：美國光伏發電站的光伏發電站的PPA電價情況電價情況名稱出資方項目預計并網時間光伏(MW)電池儲能(MW)電池儲能（MWh）儲能配比儲能時長（

69、h）PPA價格(2019$/MWh)儲能額外附加價格(2019$/MWh-PV)額外增加比例/PPA PriceWilmotNextEra20-Dec1003012030%439.914.236%Eland8minute Solar23-Dec400300120075%428.414.150%CaminoAvangrid22-May44114425%427.14.918%Rawhide PrairieDEPCOM Power20-Dec22125%2262.49%Buena VistaNextEra22-May1005020050%423.37.432%ArroyoClenera22-Jun3

70、004016013%417.73.419%Jicarilla 1Hecate21-Nov50208040%428.813.547%Battle MountainCypress Creek21-Jun1012510025%423.33.415%Dodge FlatNextEra21-Dec2005020025%424.14.218%Fish Springs RanchNextEra21-Dec1002510025%4274.617%Boulder Solar 3174 Power Global23-Dec1285823245%427.49.635%ChuckwallaEDF-RE23-Dec20

71、018072090%434.617.551%29經濟性測算經濟性測算2-電網側：輔助服務中，獨立儲能的調峰成本、效果均優于當前主流的天然氣電網側：輔助服務中，獨立儲能的調峰成本、效果均優于當前主流的天然氣圖：新版圖：新版ITC-獨立儲能經濟性計算獨立儲能經濟性計算數據來源：BNEF，NREL，氫云鏈，Inflation Reduction Act，天風證券研究所 經濟性層面，對比現行版經濟性層面，對比現行版ITC稅收抵免政策，儲能稅收抵免政策，儲能LCOS將由將由108美元美元/MWh下降至下降至78.3美元美元/MWh，且均低于天然氣調峰的，且均低于天然氣調峰的175美元美元/MWh，經，經

72、濟性明顯。濟性明顯。假設儲能電站為100MW，每天進行一次充放電，則儲能系統的LCOS（儲能度電成本，單位發電量所對應的儲能投資成本）為78.3美元/MWh，低于天然氣調峰的175美元/MWh，電池儲能經濟性好于天然氣機組。從服務效果看，電池儲能用于電力輔助服務的效果大幅優于天然氣從服務效果看，電池儲能用于電力輔助服務的效果大幅優于天然氣，主要是電池儲能響應速度快，達到秒級；隨時可以充電或放電，不受燃料供應、機械慣性的影響；可將電池包靈活布置，安裝周期短。圖：電池儲能調峰系統響應速度快于天然氣調峰機組圖：電池儲能調峰系統響應速度快于天然氣調峰機組參數類型參數名稱設置值儲能電站參數功率(MW)1

73、0004H-儲能規模(MWh)4000年運營天數(天)365電池效率95%鋰電池充放電深度90%鋰電池衰減率3.0%殘值率5%循環次數6000使用年限16.44貼現率6%成本測算電站單位投資成本418.2電站投資總額11.03億運維成本（$/KW*yr）10ITC稅收抵免30%計算結果儲能成本LCOS($/MWh)78.3圖：電池儲能的調峰度電成本開始低于天然氣圖：電池儲能的調峰度電成本開始低于天然氣($/MWh)30經濟性測算經濟性測算：當峰谷電價儲能：當峰谷電價儲能LCOS時，進行現貨套利可進一步獲得收益時，進行現貨套利可進一步獲得收益數據來源：California ISO，PJM，天風證

74、券研究所 如我們前文計算，每天進行一次充放電時儲能系統的LCOS為78.3美元/MWh，即當峰谷價差78.3美元/MWh時，儲能電站可進行峰谷價差套利以進一步獲得收益。從從PJM數據看，進行現貨交易獲利存在難度。數據看，進行現貨交易獲利存在難度。2019年2月至2022年3月，美國PJM電力市場的電價峰谷價差絕大部分時間低于78.3$/MWh的平準化儲能成本。從加州從加州ISO數據看，數據看，2022年年9月月2日日-10月月2日，有日，有12天時間峰谷價差超過儲能天時間峰谷價差超過儲能LCOS，經濟性優于，經濟性優于PJM市場。市場。圖：圖：2019年年2月月-2022年年3月月PJM市場峰

75、谷價差市場峰谷價差圖：圖：2022年年9月月-10月加州月加州ISO市場峰谷價差市場峰谷價差0200400600800100012001400PGAE($/MWh)SDGE($/MWh)SCE($/MWh)VEA($/MWh)31競爭格局：從美國調研機構公布榜單看，當前全球集成商頭部企業均為海外企業競爭格局：從美國調研機構公布榜單看，當前全球集成商頭部企業均為海外企業數據來源：Guidehouse Insights，天風證券研究所隨著市場的成熟，儲能系統集成商已成為價值鏈中確保項目建設并實現盈利的關鍵。根據美國調研機構根據美國調研機構GuidehouseGuidehouse InsightsI

76、nsights20212021年年發布的一份全球儲能集成商排名榜發布的一份全球儲能集成商排名榜，全球多家致力拓展市場的大型儲能系統集成商在儲能市場名列前茅，其中Fluence公司居于排行榜首位，領先于特斯拉公司。該排行榜的重點是電池技術和負責這些技術集成的公司。上榜的公司還必須滿足另外三個標準：1）必須純粹專注于公用事業級儲能系統市場，僅限于參與儲能系統設計、安裝、調試和運行的公司（不包括純粹的儲能組件集成商/供應商或項目開發人員）；2）被評估的儲能系統集成商必須從2018年之前進入儲能行業，近期加入該行業的一些具有前途但規模較小的公司不參與排行；3）所有上榜公司都在不止一個國家內有儲能項目。

77、表：表：Top 10公用事業級儲能系統集成商名單（公用事業級儲能系統集成商名單（2021年年Q1發布）發布）圖：圖：Guidehouse Insights排行榜網格排行榜網格排名集成商1Fluence2特斯拉3Renewable Energy Systems(RES)4Powin Energy5Nidec ASI6愛迪生聯合電池儲能公司7瓦錫蘭儲能與優化公司8NextEra Energy Resources9LG CNS10通用電氣儲能公司32投資機會：建議關注對美出口中國集成商、本土集成商及相關供應鏈公司投資機會：建議關注對美出口中國集成商、本土集成商及相關供應鏈公司數據來源：高工儲能，儲能

78、網，CESA儲能財經觀察，天風證券研究所IRAIRA政策為表前儲能市場帶來政策為表前儲能市場帶來2 2大邊際變化：大邊際變化：1）商用獨立儲能（5KWh以上）可直接享受ITC稅收抵免（IRA之前，光伏配儲中儲能系統的能源至少75%來自太陽能的發電才享受補貼）；2）對于滿足一定條件的大儲項目，2023年起的稅收抵免比例由IRA出臺前的22%增至最低30%，且補貼期限延長10年至2033年開始退坡（上一版本中，2024年起補貼退坡至10%）。我們認為，表前端我們認為，表前端ITCITC政策強化，有望助力光儲（增量市場）及獨立儲能（增量政策強化，有望助力光儲（增量市場）及獨立儲能（增量+存量市場改造

79、）項目持續增長：存量市場改造）項目持續增長：1 1）光儲的增量市場：）光儲的增量市場：我們預計滿足30%ITC稅收抵免要求難度不大，建設環節基本為美國本土公司完成，只要調整工資及員工比例即可獲得30%補貼。光儲稅收抵免比例的大幅提升，將顯著降低相關投資成本，增強項目吸引力，有望推動光儲項目需求持續增長。2 2）商用獨立儲能的增量）商用獨立儲能的增量+存量市場：存量市場：5KWh以上商用獨立儲能2023年起將可享受稅收抵免，有望大幅提升以加州、德州為代表的存量市場獨立儲能安裝的積極性。投資建議：我們認為，對美國本土集成商已形成供貨、或已實現美國表前儲能訂單或出貨的中國集成商及相關供應鏈均有望受益

80、投資建議：我們認為，對美國本土集成商已形成供貨、或已實現美國表前儲能訂單或出貨的中國集成商及相關供應鏈均有望受益美國表前儲能的持續增長。美國表前儲能的持續增長。我們認為，國內系統集成商及其供應鏈企業，以及美國系統集成商的供應鏈公司，均有望受益于美國表前端儲能市場的邊際變化。建議關注相關受益標的：建議關注相關受益標的：電池及系統：電池及系統：【寧德時代寧德時代】、【億緯鋰能億緯鋰能】、【國軒高科國軒高科】。逆變器及系統：逆變器及系統：【陽光電源陽光電源】、【科陸電子科陸電子】。溫控：溫控：【英維克英維克】、【同飛股份同飛股份】。3.2.2 表后市場表后市場33請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申

81、明 邊際變化：邊際變化：ITC政策力度加強，可抵稅范圍及比例均有增加政策力度加強，可抵稅范圍及比例均有增加 經濟性：考慮經濟性：考慮ITC及加州相關補貼，測算戶用光儲回本周期約及加州相關補貼，測算戶用光儲回本周期約8年年 投資機會：美國表后市場主要由本土企業占據，看好后續中國企業投資機會：美國表后市場主要由本土企業占據，看好后續中國企業進軍深耕及貼牌代工帶來的業績彈性進軍深耕及貼牌代工帶來的業績彈性34邊際變化：戶用端邊際變化：戶用端ITC只享受只享受30%基礎抵免，不涉及本土制造額外抵免利好中國產業鏈企業基礎抵免，不涉及本土制造額外抵免利好中國產業鏈企業數據來源：SEIA，NY Engine

82、ers，Inflation Reduction Act，天風證券研究所IRAIRA法案對法案對戶用端戶用端ITCITC政策的加強主要表現在：政策的加強主要表現在：首次提出獨立儲能（3KWh以上）可享受30%稅收抵免（此前須與光伏綁定且100%能量來自該光伏）。2023年起的稅收抵免比例由此前的22%提升至30%，且延長至2032年后才退坡（此前抵免比例將于23年降至22%，24年降至0）。戶用端戶用端ITCITC只享受只享受30%30%基礎抵免，不涉及基礎抵免，不涉及“本土制造本土制造”條款額外抵免利好中國產業鏈企業。條款額外抵免利好中國產業鏈企業。戶用端ITC抵免較表前端和工商業端最大的區別

83、在于，其新的稅收抵免比例為固定的30%，不涉及額外的稅收抵免獎勵（表前端及工商業端，滿足一定條件可在基礎抵免的基礎上，享受額外的抵免獎勵）?？紤]到額外的抵免獎勵中，“本土制造要求”條款（組件或零部件40%以上部分在美國國內生產）將對中國產業鏈相關企業造成一定沖擊；而戶用端ITC沒有額外抵免獎勵，則中國相關產業鏈企業無需面臨“本土制造要求”條款的壓力，可與國外企業在相對公平的環境中競爭，獲得較為良好的發展契機。2022202320242025-2032203320342035IRA出臺前26%22%0%0%0%0%0%獨立儲能不可享受抵稅：只有當能源100%來源于太陽能的電池系統才能用ITCIR

84、A出臺后30%30%30%30%26%22%0%獨立儲能可享受抵稅：只要電池容量大于等于3kWh就可以用ITC表：表：IRA出臺前后戶用端出臺前后戶用端ITC政策變化政策變化35邊際變化：工商業端（邊際變化：工商業端（1MW以下）以下）可直接享受高標準可直接享受高標準ITC抵免（基礎抵免（基礎30%+額外額外10%-40%）數據來源：SEIA，NY Engineers，Inflation Reduction Act，天風證券研究所表：表：IRA出臺前后工商業端出臺前后工商業端ITC政策變化政策變化2022202320242025-2032203320342035IRA出臺前基礎抵免26%22%

85、10%10%10%10%10%能源至少75%來自太陽能的電池儲能系統才能補貼IRA出臺后（1MW以下）基礎抵免30%30%30%30%30%22.5%15%本土化制造10%10%10%10%10%10%10%能源社區10%10%10%10%10%10%10%低收入社區低收入社區或印第安部落土地10%10%10%10%10%7.5%5%合格低收入住宅或經濟效益項目20%20%20%20%20%15%10%獨立儲能享受抵免：只要商用電池系統的容量大于等于5kWh就可以進行滿補貼率補貼工商業工商業端端ITCITC政策的加強主要表現在：政策的加強主要表現在：首次提出2023年起獨立儲能（5KWh以上）

86、可享受30%稅收抵免（此前須與光伏綁定且75%能量來自該光伏）。對于滿足一定條件的大儲項目，2023年起的稅收抵免比例由IRA出臺前的22%增至最低30%最高70%（基礎抵免30%+額外抵免10%-40%），并延長至2033年后開始退坡；工商業端工商業端ITC政策與表前端唯一的區別在于裝機功率不同帶來的抵免標準有差異：政策與表前端唯一的區別在于裝機功率不同帶來的抵免標準有差異：工商業端的裝機功率通常在1MW以下，按照IRA法案中的規定，可直接享受高標準的ITC抵免（也即基礎30%+額外10%-40%）而無需考慮是否滿足現行工資與學徒要求；而表前端（大于1MW項目）ITC力度會根據是否滿足現行工

87、資與學徒標準有所調整。36戶用儲能戶用儲能-經濟性：考慮初始投資費用，配置戶用光儲系統將在第經濟性：考慮初始投資費用，配置戶用光儲系統將在第7年體現經濟性年體現經濟性數據來源：特斯拉官網，Marraintel，chooseenergy，EIA，天風證券研究所 基于加州的基于加州的ITC及及SGIP補貼情況，以及特斯拉戶用光儲系統報價，我們核心假設如下表：補貼情況，以及特斯拉戶用光儲系統報價，我們核心假設如下表：參數類型參數名稱設置值光儲參數屋頂光伏裝機(kW)7.2組件首年衰減3%組件第二年開始每年衰減0.5%發電小時數（h）1007.4儲能裝機（kWh）13.5充放效率95%放電深度90%循

88、環次數6000儲能使用年限16.7光伏使用年限20參數類型參數名稱設置值成本測算光儲投資單價光伏投資單價（$/kW）2690儲能投資單價（$/kW）926光儲投資總價16716.6運維成本（$/W/年）178FIT上網電費($/kw)0.07FIT退坡比例（%/月）-折現率6%家庭年用電量（kWh）15000居民電價（$/kW）0.2246電價年均漲幅（%/年）1.0%晚間用電比例60%如結果所示，考慮光伏、儲能的初始投資費用，系統使用成本相比年累計電費，戶用光儲系統將在配置后第如結果所示，考慮光伏、儲能的初始投資費用，系統使用成本相比年累計電費，戶用光儲系統將在配置后第7年體現出經濟性。年體

89、現出經濟性。圖：年累計費用比較（單位：美元）圖：年累計費用比較（單位：美元）010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000100,0001234567891011121314151617181920電網購電僅光伏光伏+儲能37戶用端競爭格局：當前市場由海外企業占據，看好后續國內企業切入市場帶來的機會戶用端競爭格局：當前市場由海外企業占據，看好后續國內企業切入市場帶來的機會數據來源：EnergySage，維科號，高工儲能，汽車電子設計，天風證券研究所20222022年上半年，美國儲能的戶用端市場呈現了年上半年，美國儲能的戶用端市場呈

90、現了“一超多強一超多強”的競爭格局，的競爭格局，頭部企業均為海外集成商頭部企業均為海外集成商。據EnergySage數據，Enphase是美國戶用端儲能的最大供應商，占據45%的市場份額，特斯拉以23%的份額位居第二，LG、Generac和SolarEdge分別以11%、9%、5%的份額緊隨其后，SunPower和NeoVolta各占2%的份額，其余供應商共占3%份額。2022年上半年Enphase的市場份額較20年下半年增加了32pcts，并自21年下半年起，超過特斯拉一躍成為市占率第一的品牌，這主要得益于其優秀的性能和質量，取得了安裝人員的青睞。特斯拉和LG相較20年下半年市場份額均大幅下

91、滑，主要系儲能設備起火的安全隱患問題所致。圖：圖：2020H2-2022H1美國戶用儲能市場份額美國戶用儲能市場份額當前市場格局看，中國企業進軍美國市場進度較慢，但往未來看，當前市場格局看，中國企業進軍美國市場進度較慢，但往未來看，我們仍看好中國企業有望通過電池降價我們仍看好中國企業有望通過電池降價+打造品牌知名度的方式，以打造品牌知名度的方式，以自有品牌或貼牌等形式逐步切入美國戶儲市場。自有品牌或貼牌等形式逐步切入美國戶儲市場。當前美國戶儲市場的頭部企業均為海外集成商，我們認為，主要系美國戶儲市場更高的市場準入門檻較高、本土消費者對品牌知名度亦有更高的要求。但往未來看，隨著ITC稅收抵免邊際

92、變化帶來的經濟性提高，我們看好電池成本進一步下降+國內企業逐步獲得認證、打開市場知名度，帶來的投資機會。38投資機會：看好后續中國企業進軍深耕及貼牌代工帶來的業績彈性投資機會：看好后續中國企業進軍深耕及貼牌代工帶來的業績彈性數據來源：天風證券研究所我們認為，表后端我們認為，表后端ITCITC政策力度加碼，政策力度加碼，或可大幅提升相關項目安裝積極性或可大幅提升相關項目安裝積極性：1 1）戶用端：）戶用端：目前美國戶儲需求主要集中在加州、波多黎各等州，其中加州是美國戶儲市場的絕對主力，占全美新增裝機的50%-60%。戶用端新版ITC力度顯著加強（2023年由22%增至30%，2024年起由0增至

93、30%），預計將釋放以加州、波多黎各、德州等為代表的美國戶用儲能需求，戶儲市場增速有望進一步提升。2 2）工商業端：）工商業端：工商業端ITC政策強度不低于表前端，即不大于1MW的工商業儲能，可直接享受基礎30%抵免，疊加額外抵免最高可至70%，投資成本降幅較大，有望刺激裝機量持續提升。投資建議：當前美國戶儲市場的頭部企業均為海外集成商，中國企業進軍美國市場進度較慢；但往未來看，隨著投資建議：當前美國戶儲市場的頭部企業均為海外集成商，中國企業進軍美國市場進度較慢；但往未來看，隨著ITCITC稅收抵免邊稅收抵免邊際變化帶來的經濟性提高，我們看好電池成本進一步下降際變化帶來的經濟性提高，我們看好電

94、池成本進一步下降+國內企業逐步獲得認證、打開市場知名度，帶來的投資機會。國內企業逐步獲得認證、打開市場知名度，帶來的投資機會。建議關注相關受益標的：建議關注相關受益標的：電池及系統：電池及系統：【比亞迪比亞迪】。逆變器及系統：逆變器及系統：【德業股份德業股份】、【盛弘股份盛弘股份】、【科士達科士達】。結構件：結構件：【銘利達銘利達】、【祥鑫科技祥鑫科技】。39風險提示風險提示 儲能需求不及預期：儲能需求不及預期：如果未來美國光伏、風電的裝機量不及預期，則對解決電網安全性問題的需求將不及預期，導致儲能需求不及預期。政策力度不及預期：政策力度不及預期：如果美國對IRA及ITC稅收抵免政策的推進力度

95、不及預期，則對儲能的需求邊際提升作用將低于預期。鋰電池成本上漲幅度超預期：鋰電池成本上漲幅度超預期：若碳酸鋰價格持續增長，導致鋰電池成本進一步上漲，則美國表前、表后儲能的經濟性將進一步削弱，可能會降低市場裝機需求。國際貿易政策風險：國際貿易政策風險：若國際經濟與政治環境持續惡化，區域之間的沖突對抗加劇，則將使貿易保護主義抬頭，國際貿易或面臨較大的政策風險。測算具有一定主觀性，僅供參考。測算具有一定主觀性，僅供參考。40請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明股票投資評級自報告日后的6個月內，相對同期滬深300指數的漲跌幅行業投資評級自報告日后的6個月內，相對同期滬深300指數的漲跌幅買入預期股價

96、相對收益20%以上增持預期股價相對收益10%-20%持有預期股價相對收益-10%-10%賣出預期股價相對收益-10%以下強于大市預期行業指數漲幅5%以上中性預期行業指數漲幅-5%-5%弱于大市預期行業指數漲幅-5%以下投資評級聲明投資評級聲明類別類別說明說明評級評級體系體系分析師聲明分析師聲明本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。一般聲明一般聲明除非另有規定，本報告中的所有材料

97、版權均屬天風證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“天風證券”）。未經天風證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為天風證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，天風證券不因收件人收到本報告而視其為天風證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但天風證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況

98、以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，天風證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，天風證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。天風證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。天風證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。天風證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明特別聲明在法律許可的情況下，天風證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到天風證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。THANKS41