2024年电力设备与新能源行业专题研究：美国大储有望转强，国内企业加速出海

美国以表前储能为主，23 年增速有所放缓

2023Q1-3 美国储能装机 4.82GW，同比+32.1%，全年储能装机量不及预期。根据 Wood Mackenzie，2022 年美国储能装机 4.72GW/13.80GWh，同比+30.1%/+26.8%，平均配储 时长 2.93 小时。23Q1-3 美国储能装机 4.82GW/15.07GWh，同比+32.1%/+40.4%，平均 配储时长 3.13 小时。据 EIA 数据，2023 年全年 1MW 以上的表前储能项目装机 6.22 GW， 同比+49.1%，不及 EIA 22 年 12 月对 23 年全年预测量（9.45GW），2023 年项目装机量不 及预期。 从储能装机结构看，美国以表前储能为主，表前储能中独立储能占据超半数。2022 年美国 大储/户储/工商业储能装机分别为 3.94/0.64/0.14GW，同比+11.9%/25.3%/-22.9%，占总装 机比例 83.6%/13.5%/2.9% 。 2023Q1-3 年美国大储 /户 储 /工商业储能装机分别为 4.21/0.47/0.14GW，同比+36.2%/+1.2%/+32.1%，占总装机比例 87.3%/9.8%/2.9%。表前 储能占据美国储能市场主体。从表前结构来看，根据 EIA 数据，2022 年美国运行的表前储 能以独立储能和光伏配套为主，功率口径占比分别为 51.5%/36.7%。

各区域电力系统独立，ISO/RTO 市场化程度更高

美国电力系统市场化历史悠久，呈现“FERC-ISO/RTO-电网公司”架构。1977 年能源部 （DOE）成立，其下设联邦能源管理委员会（FERC），负责电力、天然气和石油的州际贸 易与传输。1996 年 FERC 发布了第 888 号法令，明确要求开放电力批发市场、分拆发电服 务与输电、允许发电商和用户公平接入输电网，鼓励成立独立的系统运行机构(ISO)。1999 年，FERC 颁布了 2000 号法令，提出建立区域输电组织(RTO)，旨在跨州范围内建立独立、 完整的输电运营网络，并要求拥有或运行管理跨州输电设施的电力公司必须组建或加入 RTO。目前，美国电力系统呈现“FERC-ISO/RTO-电网公司”的三层组织架构。由于联邦 对于 ISO 的成立并无强制手段，各州政府按照自身电力市场情况与意愿自行构建，这导致 全美电力系统割裂且各州市场化程度不同。

ISO/RTO 区域电力市场化程度及储能渗透率更高。美国电力市场共拥有 7 个 ISO/RTO 区 域，分别为 CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO、PJM、SPP，共计覆盖全美三 分之二的电力供应。ISO/RTO 管理其区域内电网运营，这些区域电力市场化程度较高，以 IPP（独立供应商）供电，公共事业公司输配电为主。三个非 ISO/RTO 区域（西南、西北、 东南）由当地电力公用事业公司在 PUC/PSC 监管下垄断当地电力市场，对储能的接受度 较低，电网可靠性较高。根据 EIA，截至 2022 年，累计运行的电力设备中，56.9%来自 ISO/RTO 地区，这一比例在累计运行的大型储能设备中提升至 85.7%，在累计运行的独立 储能中达到 96.4%。2022 年当年新增的储能装机中 ISO/RTO 占比达到 88.6%。

美国大储市场以加州和德州双中心为主。据 EIA 统计，2023 年，美国共有 18 个州有储能 装机并网，其中装机量前五的州分别是加利福尼亚、德克萨斯、亚利桑那、内华达、夏威 夷，占比分别为 45.2%、21.4%、13.3%、5.8%、4.0%，Top 5 共占总装机量 89.7%。

新能源发展+电网老旧矛盾，高经济性支撑需求增长

电网基础薄弱老旧，盈利多元激发需求

美国电网严重老化，小电网模式下催生储能多种盈利模式。据美国能源部 23 年 10 月发布 的报告，超过 70%的电网系统已经建成 25 年以上，极端条件下断电问题难以避免。另外， 美国电网区域化问题严重，目前主要由西部、东部、德州电网三大电网构成，三个系统基 本上独立运行，彼此之间的电力传输有限。三大电网共包含 66 个美国电力公司，电力公司 之间大多无统一调度机制，只能通过批发电力市场等市场化手段在各自电网区域内进行调 节，导致资源配置效率低下，电价波动大。高电价差以及稳定用电需求激发了美国储能丰 富多元的盈利模式。

美国电力市场化模式完善，独立储能盈利模式多。美国电力批发市场历史悠久，高市场化 程度催生出清晰且复杂的市场调节机制，辅助服务的多元化增加独立储能盈利模式。据 EIA 统计，截至 2022 年美国超过 1MW 的电池储能项目共 458 个，平均单项目装机量 20.9MW， 总共涉猎的用途 12 个，其中支持调频、套利、斜坡/旋转备用、风光发电余量存储的项目装 机量位列前四，分别为 6.76/5.23/4.94/3.41GW（注：单储能项目可同时有多个应用）， 2019-2022 年这四项应用占累计运行储能总量的比例不断提升。美国大储获取收益来源渠 道主要包括：容量市场、现货电力市场套利、辅助服务市场（调频、旋转/非旋转备用等）。

容量市场：高度市场化，提供持续收入来源。储能等电力设备建设周期长、资金投入高， 没有足够利润的情况下，运营商很难主动配置额外的容量。然而，冗余的电力容量对于电 网应对高峰负荷是很重要的，是电网维持稳定的缓冲垫。为了内化储能的外部性，激励储 能运营商维持现有资源并投资新资源，电网运营商设立了容量市场（capacity market），根 据协议在中长期（3-15 年不等）内持续稳定地向开发商付费。目前 NY-ISO、PJM、ISO-NE、 MISO 均拥有容量市场，电网运营商根据未来几年内预测的电力负荷需求，进行容量拍卖来 确定支付价格，然后储能运营商按照协议在用电尖峰期交付电力。加州 CAISO 和 SPP 地 区没有容量市场，储能运营商通过资源充足性（Resource Adequacy）合同进行调峰容量 服务。从价格端来看，各地区、各时点内容量市场合同价格差异较大，具有一定期货性质， 可能是拍卖本身的波动性，以及能源和电价本身的不确定性较大所致。

电价差套利：高电价+峰谷价差，成就独立储能套利模式快速发展。美国电价高企，同时由 于区域性问题严重，资源调动慢。套利者可以通过跨地区、跨时段、跨市场等方式进行盈 利。但实际美国跨区域进行电力交易风险较高，跨电网交易套利的情况比较少。以加州、 德州批发市场为例，根据 LCG 咨询公司数据，加州 CAISO 区域 2023 年电力批发/日前市 场的平均实时价格为 52.08/61.68 美元/MW，实时/日前市场平均单日最大价差为 181.52 /166.33 美元/MW；德州 ERCOT 区域 2023 年电力批发/日前平均实时价格为 51.25/58.25 美元/MW，实时/日前市场平均单日最大价差为 368.58/263.28 美元/MW。整体来看，电力 市场极端高电价出现频繁，通常情况下实时较日前市场价差更大。

辅助服务：市场接近饱和，未来或让位套利。辅助服务的主要功能是维护电网平稳运行， 应对潜在的波动。美国辅助服务类型多样，包括频率响应、调频、旋转/非旋转备用、补充 备用、负荷跟踪与管理等。通过参与辅助服务，储能能够帮助电力系统安全运行。辅助服 务费通常由日前市场确定，受季节用电需求变化影响而波动。CAISO 在 2022 年辅助服务 市场中，向上调频、向下调频、旋转备用和非旋转备用的平均价格分别为 24.74/11.85 /13.38/10.09 美元/MW，同比+224.8%/+4.4%/+208.5%/+523.7%，2022 年上半年受到高 温增大用电需求影响，辅助服务需求有所上升，下半年稳定下降。美国部分地区的辅助服 务市场正在趋于饱和，根据 Modo Energy 23 年 11 月发布的报告，2024 年伴随更多储能装 机，美国供应辅助服务的储能容量将超过实际需求，增大对服务合同的竞争，从而导致辅 助服务价格下降。未来，更多储能项目的盈利模式或将转向峰谷电价套利。

经济性预测：基本情境下，加州独立储能项目 IRR 为 16.1%。我们针对表前储能装机量最 高的加州地区进行了储能项目经济性测算。根据特斯拉 Megapack 官网的价格，我们将 4h 储能系统单价假设为 0.48 美元/Wh（设备价格 0.32 美元/Wh，安装费用 0.16 美元/Wh）， 在考虑到 ITC 税返（30%）和加州 SGIP 补贴后，加州 CAISO 区域 100MW/400MWh 的储 能投资成本 7280 万美元。在此情境下，CAISO 独立储能收入中 42.5%来自 RA 合同，51.8% 来自套利，5.0%来自调频辅助服务，0.7%来自旋转/非旋转备用辅助服务，项目 IRR 约为 16.1%。

政策提供强力支持，ITC 加码注强心针

IRA 强化 ITC 政策，备案量显著提升。2022 年 8 月 16 日，拜登签署了 7500 亿美元的《通 胀削减法案》（Inflation Reduction Act），其中提供 3690 亿美元用于企业生产能源的投资， 法案于 2023 年正式起效。针对储能，IRA 从补助时间、范围、力度等多维度强化 ITC 政策。 根据 EIA 公布的备案情况，IRA 公布同月，储能备案量有显著提升。2022 年 8 月，美国未 并网储能备案量为 22.68GW，同比+74.2%，环比+35.0%。同时，IRA 首次将独立储能纳 入可抵税范围。2022 年底公布的累计并网的储能项目中独立储能占比最高，达到 51.5%， IRA 新政有望进一步带动独立储能快速发展。

IRA 从补贴范围、补贴力度、补贴时间上为储能发展注入强心针。1）补贴范围变广：首次 取消 ITC 仅覆盖光伏配套储能的限制，商用电池系统不低于 5kWh 的独立储能即可获得 ITC 抵减，特别催生独立储能需求。2）免税幅度加大：针对户储和符合条件（1MWac 以下或 1MWac 以上但满足附加条款）的非户储，基础抵免比例均从 IRA 调整之前的 26%调节至 30%。3）补贴有效期更长：ITC 政策退坡时间由原定的 2023 年延长至少十年。退坡时间 点定在 2032 年或美国达成温室气体目标（年度温室气体排放≤2022 年的 25%）达成后一 年取较晚者，退坡时间共 3 年，即 ITC 抵免最早将于 2036 年彻底结束。

附加条款对非户用储能提出更高的用工要求。2022 年 11 月 30 日，美国财务部发布了针对 非户用储能的两条附加条款指引。其中，现行工资要求（Prevailing Wage Requirement） 要 求项目公司及其承包商、分包商雇佣劳工和机械师，用于建设、改造或修建项目时，工资 不得低于设施所在地类似工作的现行公司；而学徒要求（Apprenticeship Requirement）则 要求拥有不低于 4 名员工的项目，承包和分包工程的特定比例必须由参加《国家学徒法》 学徒计划的合格学徒完成（比例于 2023 年为 12.5%，之后为 15%）。对于 1MWac 以上的 表前储能，若能在指引发布 60 天之内（2023 年 1 月 29 日之前）投建，仍获得 30%抵免； 但在 23 年 1 月 29 日之后发布的项目，必须同时满足两项用工附加条件，才能获得 30%的 全额抵免。附加条款或旨在培养美国本土储能相关人才，促进就业。

若满足额外条款，抵免比例最高可达 70%。除了基础抵免之外，IRA 还另设了三项额外抵 免（Bonus credits）：1）本土制造（Domestic Content）：项目所用钢铁 100%出自美国， 且美国制造达到总成本一定比例（2023 年为 40%，之后逐渐增加 5%，直到 2026 年达到 55%）的项目将获得额外 2%-10%的抵免；2）能源社区（Energy Community）：在可能存 在污染或者曾经存在化石能源和天然气能源行业的地区安置储能项目，可以获得额外 2%-10%的抵免；3）环境正义（Environmental Justice）：针对低收入社区或美洲原住民土 地上安置的风光项目，配储与风光项目共同享受 10%-20%的额外抵减。结合基础抵减和额 外抵减，ITC 税返最高可达 70%。

各州亦积极出台储能相关政策，内华达、加州等州补贴力度较大。根据 PNNL 的统计，截 至 2022 年，美国有 9 个州出台了储能装机目标，17 个州出台了储能相关的补助政策，其 中力度较大的政策包括内华达的 NV 储能激励计划以及加州的 SGIP 政策。根据 EIA 统计， 加州和内华达州在 2023 年分别新增储能装机 2.81/0.36GW，位列全美第一/第四。

政策激发储能经济性，但 23 年在一定程度上被高利率环境冲抵。IRA 颁布后，独立储能可 享受 6%-50%的初始价格抵减（独立储能无法享受 10%-20%的低收入社群抵免）。以 CAISO 地区为例，在新 ITC 政策下，大部分独立储能可获得 30%的初始成本补贴，我们测算独储 IRR 从旧版本 ITC 下的 11.7%提升至 16.1%，提升了 4.3pct。若储能本土化生产且建设在 特定地区，我们预计加州独储 IRR 最高可达 24.0%。考虑到风光配储可能享受额外高达 20% 的 ITC 低收入社群补贴，最高可达 70%，风光配储的 IRR 可能更高。2023 年 5 月，IRA 中关于 ITC 额外补贴的细则落地，但 IRA 带来的经济性提升在一定程度上也被 23 年的高利 率环境压制，我们预计后续随着利率政策发生转向，IRA 法案对于储能的经济性提升效果有 望更加明显，美国市场储能装机量和备案量均有望实现显著提升。

风光并网加剧波动，传统电厂迎退役潮

风光渗透率提升，电网不稳定性加剧，配储有望缓解消纳压力。可再生能源日内出力波动 大、不确定性强。在风光占比快速提升的前期阶段，电力系统调峰调频压力骤增，而现有 电网仍是早期针对传统能源发电体系设计建造，难以应对，对于电网改造和灵活性资源配 置的需求高增。截至 2022 年，美国火电占比 59.3%，风光发电占比 13.7%（风力 10.3%， 光伏 3.4%），同比提升 1.7pct。我们认为风光发电占比会继续保持提升趋势，对于配储的 需求有望得到进一步提升。

加州案例：风光发电占比超过 15%后，弃电量呈现明显上升趋势。据我国国家电网报 2020 年 8 月报道，美国加州于 2020 年 8 月当月发生了近 20 年来首次滚动停电，即电网运营商 不得不使用分区滚动式停电来防止电网崩溃，导致超过 100 万人失去了电力供应。加州州 长 Gavin Newsom 将此次电网崩溃归因于新能源，创纪录的高温导致用电需求大增，暴露 出可再生能源调节能力的不足。根据加州电网统计，包含州外购电在内，光伏/风力/其他太 阳能在 2019 年提供了总发电量的 15.25%。与此同时，加州弃电量在 2019-2020 年有了明 显的提升，分别达 961.34 /1587.50 GWh，同比+108.5%/+65.1%。风光并网在发展初期存 在波动调节瓶颈，造成断电和余电浪费，需要配储等调节手段大规模介入。

美国传统电厂退役潮来临，原址并网优势助力储能项目平替。2018 年 9 月 10 日，美国 加利福尼亚州州长杰里·布朗（Jerry Brown）签署了清洁能源法案，这份名为《加利福尼 亚州可再生能源组合标准方案：温室气体减排》的清洁能源法案（SB100），提出了“三步 走”的规划：2026 年可再生能源供电占全州供电的 50%；2030 年之前该比例提高到 60%； 到 2045 年年底，供加州终端消费者使用的零售电力和政府采购电力必须 100%来自可再 生能源和零碳能源。该法案的生效，意味着加州朝着“2045 年全面实现清洁能源供电”的 目标正式启航，也意味着原有的天然气电厂和煤电厂利用率将逐步下降，并走向退役。 23-27 年间 51.62GW 传统电站计划退役，新型储能替代已有实践先例，可行性大。据美国 能源署（EIA）数据，美国 23-27 年计划退役发电设备共 55.19GW，其中煤电和天然气分 别退役 32.61/19.00GW，占比 59.0%/34.4%，传统能源设备占总退役设备的 93.5%。取而 代之的是可再生能源发电量占比的提升，调度需求大幅增加，届时电化学储能系统将成为 代替原有传统电厂的优势方案。新型储能替代传统电厂的项目已有实践。比如，2021 年 5 月，Fluence 开通了一个 100MW/ 400MWh 的 Alamitos 电池储能系统，该电化学储能系 统开创了美国电力公司在竞争性招标过程中选择电池储能替代天然气发电调峰的先河，实 践证明了电池储能系统可以替代采用开放循环涡轮发电机的天然气峰值发电厂。传统发电 站逐步退役，电网侧储能优势逐步显现。

限制因素边际改善，现实有望由弱转强

23 年四大问题设阻，导致装机不及预期

23 年美国大储装机表现不及预期。22 年底，EIA 对于 23 年全年的装机量预测为 9.45GW， 而 23 年实际装机 6.22GW，仅为预测值的 65.8%。逐月来看，几乎全年各月的实际装机量 均不及预期。比如，23 年 9 月时，规划 10/11 月装机量分别为 1.08/1.19GW；而根据 10 月公布的数据，10 月实际装机 0.18GW，而 10 月对 11 月的规划装机量上调至 1.54GW， 说明部分本应该在 10 月并网的项目被推迟到 11 月及之后。从历史数据追溯对比来看，并 网延迟问题在 2021 年下半年开始激化。从 21 年 H2 开始，实际装机量/平均预测值的数值 均在 1 以下，并逐渐呈现偏离程度加大趋势。23 年 H1/H2，实际装机量/平均预测值分别为 0.46/0.73，说明仅有 46%和 73%的项目在原定时间内并网，并网延迟问题严重。

从具体项目情况来看，2022 年规划在 2023 年并网的项目平均延期超 6 个月。根据我们对 EIA 2022 年规划的深度分析，22 年 12 月时计划在 23 年并网的储能项目共 154 个/9.45GW。 其中，实际在 2023 年并网的储能仅有 65 个/4.10 GW，占原来规划的 42.2%/43.4%（2023 年有一部分并网的储能项目（2.12GW）来自当年新增的备案，未纳入 2022 年规划中，未 在此考虑）；预计延期到 2024 年的项目 82 个/5.22GW，占比 53.2%/55.3%；另有 7 个项 目共 0.13GW 取消并网或者失去信息。2022 年规划的储能项目总体平均将预计延期 6.43 个月，考虑到延期至 2024 年并网的项目仍有可能晚于规划时间并网，因此实际的平均并网 延迟时间可能更长。

我们认为 2023 年美国储能市场装机不及预期的原因主要有四个方面：1）美联储加息，投 资资金成本增加，项目收益情况被显著拉低；2）并网排队时间长，审核缓慢致队伍持续拉 长，项目不能如期并网； 3）碳酸锂价格直线回落，投资商观望等待成本见底；4）电网建 设不足，变压器短缺，变压器等待时间变长。展望 24 年，我们认为诸多限制因素已经得到 明显的边际改善， 24 年美国储能市场实际装机情况有望由弱转强。

高资金成本削弱盈利性，利率政策已现转向

美国加息应对通胀，高利率加大融资成本，低 IRR 储能项目延期并网。为了应对高通胀， 美联储在 2022 年 1 月的议息会议上明确表示开始加息缩表。在 2022-2023 年，美联储分 别加息 7/4 次，11 轮加息后美国联邦基础利率达到 5.50%。表前储能建设是高固定资产投 资项目，建设方往往会选择加杠杆，企业筹款的资金成本将会随利率上升而升高。在高利 率环境下，部分储能 IRR 显著降低，运营商选择暂缓投资建设。

通胀情况稳定，24 年美联储政策转向趋势基本确定。从通胀指标来看，美国两个重要的价 格指数 CPI/核心 PCE 控制相对稳定，12 月 CPI、核心 PCE 环比分别+0.3%/+0.2%。依据 12 月 14 日美联储会议内容，鲍威尔再次宣布了“不加息”的决议，将联邦基金利率维持 在 5.25%-5.5%，至此，美联储已经连续三次会议按兵不动。同时，鲍威尔声称，美联储 内部已经开始讨论降息，和 11 月时的表态（尚未考虑降息）截然相反。2024 年 1 月的议 息会议肯定了不再加息的观点。根据 FOMC 23 年 12 月发布的季度前瞻点阵图，FOMC 委 员对 24/25/26 年的政策利率中位预期分别为 4.6%、3.6%和 2.9%，根据这个预测，未来 三年美国利率将保持下降趋势。

加息结束意味着储能经济性将有较大提升。针对独立储能资本金 IRR，我们进行了敏感性 测算。假设在贷款比例 70%、单瓦成本 0.48 美元/Wh、ITC 抵免 30%的情境下，贷款利率 每下降 1%，加州项目对应的资本金 IRR 约上升 0.6pct。若系统成本下降或杠杆比例上升， 降息对资本金 IRR 的正面影响将进一步扩大。资金成本回落将有效激发储能经济性，促进 未来几年的储能项目投资建设。

审核进度影响项目并网，并网新规有望改善

储能项目并网审核排队时间长，排队容量大。根据 LBNL 在 23 年 9 月发布的报道，美国 发电设备项目并网从提出并网申请到获得并网许可的时间中位数自 15 年以来快速上升，至 22 年底已达到了 35 个月。从排队体量上来说，截至 22 年底，美国储能项目排队容量已 超过 684.4GW（独立储能 326.62GW，配储 357.79GW），同比+59.8%，其中仅有 10% 的储能项目获得并网许可。22 年当年新增加的并网储能项目 282.72GW，同比+15.0%。我 们认为并网排队时间长、队伍持续拉长的原因主要有三点：流程复杂、成本要求不明确、 队伍推进机制不合理。

1）并网流程复杂，项目研究时间长。根据 LBNL，美国并网流程包括并网申请（期间要在 队列中等候申请被处理）、多项并网研究、最终获得并网许可。美国电网运营商缺乏对电网 接纳能力的综合规划，往往是出现新的项目后，再对该项目的并网进行电网升级改造方案 研究，一旦项目细节发生细微不同，就需要重新研究，因此项目研究时间长。即使不考虑 排队和研究不通过被打回的情况，整个过程的正常处理时长也在 455-545 天左右。

2）并网申请具有成本分摊不清晰、并网成本虚高等问题。在几轮评估中，储能开发商需要 与电网确认项目的成本，然而双方难达一致。电网改造具有正外部性，容易造成“搭便车” 的问题：申请并网项目的电网升级改造方案通过并实施后，会对电网容纳能力产生正向影 响，也会使得后续排队项目受益。然而电网运营商在并网审核中对此外部性考虑不足，项 目并网造成的改造成本完全由项目申请者支付，因此项目申请者可能希望将费用压低以将 外部性转嫁给第三方受益团体。此外，电网运营商 ISO/RTO 给出的电网改造要求可能远高 于实际需求，导致电网改造成本虚高。双方对电网改造成本的心理预期不同，因此在此过 程中需要项目申请人与电网公司之间就每一环节的评估结果以及对电网升级改造方案进行 反复讨论，进一步拉长项目审核时间。

3）线性并网流程设计不合理。传统来说，ISO/RTO（PJM、ISONE 等）在处理并网申请 时采用的是依次评估（serial study）的方式，对申请并网的项目进行“先到先评估、单个 项目孤立地考虑”的方式，对每个项目逐一分配改造方案，而非对一段时间内所有申请项 目进行综合考虑。当申请人认为所需缴纳改造费用不合适导致重复讨论时，后续排队项目 都会停滞，导致并网审核更为低效。

美国迎来并网新规，缩短并网队列。2023 年 7 月 28 日，FERC 通过了一项新规则，旨 在规范简化并网流程。1）规则将原先传统的“逐一研究”“先到先服务”的线性并网研究 流程更改为分批次的集群研究，解决了线形审核制度下单个申请人处理时间长，后续排队 项目难以向前推进的问题。2）FERC 还要求运营商建立一种新的方法，使得同批次项目申 请人可按照公司/项目规模按比例分担申请费用，解决了原制度下申请人因不愿承担额外费 用而反复讨论的问题。3）新规允许多个项目接入同一并网点，并共用同一项目申请程序， 无需重复额外进行申请，解决了同一并网点内多项目独立申请带来的时间浪费问题。4）规 则提出加快审核进度，对未及时完成并网流程的电网负责方进行处罚，并对储能项目承办 方的财务和选址进行更严格的筛选，避免投机性项目。新规则于 2023 年 11 月 6 日起实施， 更明确简化的并网流程有望加快并网节奏，减少储能项目延期或取消。

锂价接近底部区间，观望情绪有望缓解

23 年以来碳酸锂价格直线回落，业主方持观望态度。作为上游重要的原材料，碳酸锂由于 供需错配自 2021 年下半年开始价格快速上涨，在 22 年 11 月达到峰值（7.86 万美元/吨）， 较 21 年 1 月初价格（0.93 万美元/吨）翻了 8.5 倍。随着后续供给端产能逐步释放，需求 端增速有所放缓，价格开始快速回落。在原材料价格快速回落阶段，部分业主方可能希望 等待成本进一步下降，保持观望态度。截至 23 年 12 月初，现货价格已经回落至 1.49 万 美元/吨。随着碳酸锂价格接近底部区间，前期因观望碳酸锂价格而推迟的项目有望加快开 工建设。

预计大储 24/25 年装机 35/52GWh，同比+78.0%/46.8%

我们预计 24/25 年美国大储装机 35/52GWh，同比增速分别达到 78.0%与 46.8%。中长期 来看，考虑到美国新能源占比提升与老旧电网的矛盾激化，储能拥有多元化的盈利模式， 同时政策再度为市场注入强心剂，中长期美国大储市场需求强劲；短期来看，高利息、并 网政策、原材料价格走势等影响均有边际改善，我们认为 24-25 年美国表前储能市场将有 较明显的增长，预计装机量分别可达 35.43/52.02GWh ，同比+78.0%/46.8%。 储能装机主要可拆分为三方面，包括光伏配储、风能配储和独立储能：针对光伏配储，根 据 EIA 于 2024 年 2 月发布的短期能源展望（STEO）报告，预计 2024/2025 年新增光伏 装机 36.43/37.68GW，届时累计装机约 126.35/164.04GW。考虑到新增配储和存量配储渗 透率的提升，我们预测光伏配储 24/25 年装机量将分别达到 5.17/6.38GW，对应 17.06/21.71GWh；针对风能配储，根据 GWEC 2023 年全球风能报告预测，预计 2024/2025 年新增风能装机 11.70/14.80GW。考虑到美国风电配储渗透率较低，我们预测风电配储 24/25 年装机量将分别达到 0.01/0.03GW，对应 0.05/0.10GWh；针对独立储能，根据历史 增速和占总储能新增装机的比例情况，我们预测 24-25 年独立储能将达 5.55/8.89GW，对 应 18.33/30.21GWh。

零部件供应转向集成出海，高壁垒捍卫高利润

集成市场壁垒较高，出海多以零部件切入

北美市场集中度较高，本土集成企业遥遥领先。根据 Woodmac 数据，从出货量来看，美 国储能集成市场份额集中，2022 年 CR5 达到 81%。其中 Top 2 均是美国本土知名品牌， 分别是特斯拉（市占率 25%）、Fluence（市占率 22%）；中国企业阳光电源份额为 13%， 占据第三。中国企业在美集成市场市占率较低，主要受到品牌偏好、认证要求、政治因素 等多重因素共同影响，美国市场整体壁垒较高。

大储具有电力工程建设属性，EPC 团队多通过项目招标或订单采购方式与集成商对接。相 比于其他市场，中国集成商进入美国市场的进度较慢，我们认为主要有三方面原因：

1）品牌认可度：美国对品牌重视程度高。美国大储集成企业具有先发优势，经验丰富，口 碑较好；而对于进入美国市场的中国集成企业来说，前期缺乏本地标杆案例和品牌认知度 是一大障碍。依据 BNEF 2024 年初统计的全球储能集成企业可融资性，美国知名集成商多 是认可度排名靠前的企业，其中 Fluence、阳光电源和特斯拉正是榜单的前三名，认可度分 别可达 95%/84%/84%。

2）并网方便性：电网在电力设备并网时会进行评估，而一些美国的集成商并网经验丰富， 在提供系统的同时，也有经验丰富的团队帮助客户跟进并网。比如，根据 Fluence 官网， 在以往的开发项目案例中，公司在开发、安装、调试阶段就能够和当地权威部门（公共事 业机构、消防部门）进行合作。这种互动能够有效增加当地电网对集成商专业性和所提供 产品性能的信任程度，从而减少并网挑战；而若无前期准备，新进入的集成商很难提供类 似的经历，有可能导致评估出现波折，延长并网审核周期。

3）售后服务：售后运维是美国储能运营过程中重要的一环。根据 OSTI 2022 年 11 发布的 《美国光储运维和成本考量（Operations, maintenance, and cost considerations for PV+Storage in the United States）》研究，94.3%的储能设备拥有者/运营商认为，设备提 供商应该为运维环节负责。美国业主重视储能电站建成后的运维服务，而跨国维护难度高， 除了阳光电源和阿特斯以外，我国集成商提供的海外售后运维服务相对有限。

除了渠道搭建上的难度之外，政策也是重要的壁垒之一。美国政府力求发展本土产业链， 美国保护主义更甚于欧洲。比如，IRA 政策中存在针对本土制造提供政策补助，若在美国开 采、生产或制造的零部件占能源设备总成本的比例不低于规定的调节百分比（2023 年 40%， 逐渐增长到 2027 年 55%），即可额外获得 10%的补助。另一个保护手段就是关税。根据 USITC 数据，集成后的储能系统（HTS 85076000）的标准关税为 3.4%，而根据条例 9903.88.15，任何中国出口产品要交额外 7.5%的关税。

中国企业前期出海更多是以零部件供应方式，切入美国市场。集成环节，美国客户对品牌 和服务的要求较高，偏好有本地经验、知名度高的集成企业。叠加美国保护主义大环境下， 中国企业以集成业务出海难度较高，因此多数企业早期出海是通过出口零部件（电芯等）。 一来是中国新能源汽车、光伏产业发展世界领先，在供应链上游更具备技术和成本优势， 更容易切入美国市场。二来，通过进入海外集成商的供应链，中国企业能更好地了解欧美 市场，强化品牌力，为出海积蓄力量。目前，国内出口的储能零部件产品中，电芯以绝对 优势走在前列，PCS、变压器等产品加速出海。

集成&PCS：集成加速出海，PCS 跟随下游出海

集成环节企业加速出海，PCS 顺流而下。通过前期较长时间的产品认证准备以及渠道搭建 铺垫，国内集成企业近期出海节奏明显加快。国内多家企业产品已经获得 UL 相关认证，发 力美国市场渠道开拓，部署本地团队建设，布局领先的企业开始逐步向收获期迈进。阳光 电源深耕海外市场多年，品牌已经打响，在美国市场已经跻身前列。此外，阿特斯、东方 日升等分别借助股东在美国收购的团队以及此前在美国发展光伏组件业务所积累的渠道优 势开拓储能系统业务，进展顺利。PCS 企业通过与国内集成商合作顺流而下，近期同样在 美国市场取得明显突破。

UL 认证是准入门槛，客户渠道是拿单关键

获取 UL 认证是实现出海的第一道门槛。产品认证是美国客户重要的供应商筛选标准，也是 电网运营商在处理并网申请时参考的重要因素。UL 认证是美国认可度最高的认证之一，在 UL 认证中，针对储能系统的两个认证为 UL 9540 和 UL9540A 认证，针对电池和 PCS 的 认证主要是 UL1973 和 UL1741。获取 UL 认证流程繁琐、费用高，是国内企业实现出海的 第一道门槛。

渠道建立与客户获取是拿单关键。在获取基本的 UL 准入证之后，国内系统集成商出海成功 的关键在于是否能够与本地储能开发商建立起合作关系。比如阿特斯的控股股东 CSIQ 于 2015 年收购夏普的美国储能业务子公司 Recurrent Energy，且于 2019 年收购美国 Princeton Power 团队，基于其在美国本土储能系统和储能并网的研发经验建立起向当地提 供并网服务的能力，在海外获单和出货能力建立起强护城河。截至 23H1，公司拥有约 26 GWh 的储能系统订单储备，已签署合同的在手订单金额 21 亿美元，主要集中在北美、南 美和 EMEA 地区。东方日升凭借此前在美国光伏组件业务所积累的渠道优势开拓储能系统 业务，我们预计 23 年公司整体出货接近 2GWh，其中美国是最主要的市场。而阳光电源由 于深耕美国多年，一方面公司与当地知名储能开发商建立起深入的合作关系，另一方面， 基于其多年口碑积累，逐渐获得美国业主青睐，已成长为北美市场的知名系统集成商。

中国产品性价比突出，本土一线企业订单积压、择优筛选为中国企业进入市场提供良机。 从设备单价来看，根据特斯拉官网 4 小时 Megapack 加州售价和 Fluence 23Q4 投资者交 流 PPT，美国头部集成商储能产品售价分别在 0.313 美元/Wh 和 0.445 美元/Wh（折合后 为 2.38 元/Wh 和 3.20 元/Wh），远高于国内企业当前出海价格（约 1.2~1.4 元/Wh），中国 企业集成产品成本优势突出。美国本土企业订单积压，对项目进行择优筛选，为中国企业 扩张提供良机。比如，根据 Fluence 23Q4 投资者交流纪要，公司在今年首次实现收支平衡， 未来将选择更高收入、高盈利能力的项目。我们认为公司有可能选择性放弃一些利润率相 对一般的项目，对于具有成本优势的中国企业，将是很好的切入良机。后续随着实际项目 案例的增多，口碑品牌逐渐树立，国内企业在海外市场的团队配置日益完善，中国公司在 美国集成市场的份额有望进一步扩大。

PCS 合作国内集成商，跟随集成环节间接出海美国。此前，中国厂商在美国市场销售的 PCS 产品不多，主要系美国头部的集成商大多有自己的 PCS 技术（Fluence、Powin 等）。另外， 在贸易摩擦时期，美国向中国 PCS 增加额外关税 25%（电芯和集成系统是 7.5%），抑制了 我国 PCS 向美国出口。随着国内集成商加速出海，PCS 企业顺流而下，依靠成本和产品竞 争优势合作国内集成商，出口美国市场步伐随之加快。

电芯：全球电芯中国造，电芯企业亦布局集成环节

国内锂电产业链全球领先，全球市场份额进一步提升。根据 GGII，2023 年全球储能锂电 池出货 225GWh，同比增长 50%，其中中国储能锂电池出货 206GWh，同比增长 58%。国 内企业出货在全球占比由 2022 年的 86.7%提升至 2023 年的 91.6%，宁德时代、比亚迪、 亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能等企业出货领跑行业。海外则以三星 SDI 和 LG 化学为代 表的日韩电芯企业市场占有率进一步下滑，中国储能电芯凭借全方位领先的技术、成本、 产业链及客户优势，全球地位愈发稳固。具体表现为：

1）技术创新及路线优势：储能市场对电池能量密度要求低，但是对成本、安全性和循环性 能要求高。磷酸铁锂技术路线以其高安全、高循环与低成本的优点在储能领域具有显著优 势。以三元技术路线为代表的日韩电芯企业在储能领域逐渐失去竞争优势，海外集成商加 快由三元向铁锂路线进行切换。同时国内企业持续进行大规模的研发投入，产品迭代速度 快，研发实力与创新优势明显。 2）成本及产业链协同优势：国内电芯厂成本优势明显，产业链配套齐全。同时，多家上游 材料厂及电芯厂出海欧美、东南亚等地进行工厂投建与产能布局，产业链协同助力企业降 低出海成本。 3）市场及客户优势： 2023 年中国新型储能新增装机量居世界之首；另外中国储能集成企 业在全球舞台担任重要角色，国内电芯企业具备“近水楼台先得月”的市场与客户优势。

23 年海外客户签单超 171GWh，国内电芯企业亦开始发力集成领域。根据 GGII， 2023 年国内电芯企业与海外客户签约订单超 171GWh。海外市场由于建设经验不足、底部技术 缺乏、产业链条不完善、布局成本高昂等原因限制，当前产业进展仍缓慢。随着 2025-2026 年美国本土产能逐步落地，或对中国企业出货产生一定影响。此外，国内电芯企业开始不 满足于单独供应电芯，也开始向集成领域加速切入，如宁德时代、比亚迪、海辰储能等， 以获取更加丰厚的利润。

从产品端来看，大电芯、大容量是储能电芯与系统的发展趋势。目前，主流厂商推出的电 芯产品主要以 280-320Ah 容量为主，280Ah 电池量产工艺已然十分成熟，2023 年起，储 能市场开始在 300Ah+大容量电池上展开竞速，加速替代 280Ah 储能电池。在系统容量方 面，主流企业系统容量普遍在 3MWh 以上，部分企业推出的“314Ah+5MWh”组合在 2023 年领跑行业。

美国政策保护无法消除国内企业的成本优势。针对 ITC 本土化要求，EESA 认为想要实现 55%的本土化比例，主要有三种方法：1）直接本土生产电池，2）进口电芯而其他部分全 部本土化生产，3）除了 PCS 和集装箱之外的部件均依赖进口。其中，本土生产电池的可 行度与可靠性最高。此外，美国针对中国的额外关税也旨在降低中国企业的成本优势。尽 管存在偏向本土的补助政策和高关税，国内企业储能电芯的成本优势依然存在。根据宁德 时代 2022 年年报公布的数据和 NERL 2022 年报告中 2 小时（美国）储能电芯的成本估算， 在无政策干扰的情况下，我们测算我国电芯价格比美国要低 47.0%，而在考虑了本土化税 返和极端制裁情况下的关税后，我国电芯价格依然比美国低 16.5%。除了成本优势以外， 国内的磷酸铁锂技术路线还具备高安全与高循环的不可替代的重要优势。

变压器：美国当地需求外溢，国内下游加速出海

受益于美国市场变压器紧缺与国内 EPC 及 PCS 厂商加速出海，变压器近期出口有加速趋 势。2023 年中国变压器出口 357.57 亿元，同比+26.8%；其中出口美国的变压器 31.41 亿 元，占比 8.8%，同比+26.5%。中国变压器出口快速增长中，主要受益于两方面。一方面， 美国地区变压器需求增长，供应紧缺，需求外溢。美国电网老旧以及新能源大批并网，变 压器替换需求和新增需求协同上升，而本土产能有限，供不应求，订单排队周期持续延长。 而国内部分变压器厂商，如金盘科技，海外布局多年，渠道深入广泛，且在墨西哥建有工 厂，受益于海外市场紧缺，海外订单及出货量高速增长。另一方面，受益于下游加速出海， 市场份额提升。变压器厂商与国内 PCS 或 EPC 厂商合作，合作方将产品应用于海外项目， 如江苏华辰通过供给国内储能系统集成商阳光电源实现产品出口。

预计集成与电池盈利下滑，PCS 与变压器相对稳定

集成：竞争加剧，我们预计美国集成市场毛利率将会有所下滑，但盈利水平依旧较高。阳 光电源 2023H1 储能系统业务的毛利率为 30.66%，如果剔除掉毛利率较低而收入占比较高 的国内市场，其海外市场的储能业务毛利率更高，远超 23财年特斯拉光储业务毛利率 18.9% 和 Fluence 公司整体毛利率 6.6%，阳光电源在海外市场的高毛利一方面是受益于优异的成 本管控能力及国内供应链快速降价，另一方面受益于汇率的变化。我们认为未来美国市场 本土企业仍将占据主体地位，同时中国企业将加速出海，市占率有望提升。随着市场竞争 加剧，集成企业在海外市场的毛利率或将有所下滑，但是由于 1）美国非价格敏感市场；2） 认证、品牌、渠道能力壁垒较高；3）以及高成本本土企业的高价标杆保护作用，我们预计 中国企业在美国储能集成市场仍可获取较为丰厚的利润。

电池：重新谈价+汇率调整，我们预计 24 年美国毛利率将有所下滑，但盈利能力仍将高于 国内。电池龙头宁德时代 23H1 储能业务毛利率为 21.3%，相较 22 年全年有所回升，主要 系 23 年原材料价格明显下降，而电池价格调整相对滞后，叠加 23 年整体汇率处于相对高 位。但是随着 24 年海外订单重新议价，原材料端价格调整幅度我们预计有限，叠加汇率有 所调整，我们预计 24 年美国市场毛利率将有所下滑。但考虑到美国储能市场对于产品质量 要求更高，项目收益较好，成本压力较小，我们认为美国市场的电池毛利率仍将高于国内， 预计 24 年美国电池环节毛利率能够维持较高水平。

PCS：当前市场格局较好，毛利率水平及持续性甚于欧洲。当前在美国市场单独销售 PCS 产品的厂商数量不多，国内企业主要跟随集成商出海，再逐步搭建美国本地渠道关系。如 上能电气，其在美国的竞争对手主要包括 SMA、PE 等。相比于竞争逐渐加剧的欧洲市场， 美国市场格局当前较好，我们预计美国市场毛利率能够达到 40%+，且持续时间长于欧洲。 变压器：原料加成定价模式，盈利能力比较稳定。变压器行业发展成熟，成本结构清晰， 厂商普遍采用原材料加成定价的模式，毛利率水平稳定，但同样会出现产品价格调整滞后 于原材料的情况而出现一定波动。整体来看，国内市场基本在 20%-25%之间，以金盘科技 为例，2018-2022 年，直接出海模式下海外市场毛利率比国内平均高出 8.5 pct。

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