美国储能市场缘何高速增长？-分析师会议

核心要点：1.美国储能现状及发展预测（1）今年美国市场装机需求在15GWh~18GWh，同比50%以上的增长。预计到2025年美国仍为第一大市场，年化50%以上。 （2）户储去年910MWh，2023年后ITC可能削减户储补贴，出现抢装潮。预计2022年2GWh，2023年达到5GWh。 （3）表前市场占90%，以加州为代表，收益模式主要为调频和套利。 驱动因素：光伏白天消纳困难；ITC减免30%税收；受天然气涨价影响，美国一季度光伏ppa电价同比增长15.8%，环比增长6%；PPA长协可长达25年。 （4）户储市场占总储能市场的9%。 22Q1美国户储市场同比增长36%，环比25%。 以加州、德州、波多黎各州为主，三州加起来占美国户储量的90%，其中加州占新增装机的50%~60%，投资回报率能达到22%左右。 （5）工商业储能去年300MWh，今年500MWh，占比小，相对增速低。 （6）加州90%以上表前储能为光伏配建，德州则多为电网独立调频储能，配套光伏只占20%，但比例正在提高。户储95%搭配光伏。 2.企业竞争格局（1）美国户储品牌第1是特斯拉，第2是Enphase，第3是LG。特斯拉与Enphase占了70%市场份额。 （2）中国公司主要有宁德时代、阳光电源、比亚迪和科陆电子。主要提供电池或者代工。 比亚迪是唯一进入户储前十的中国品牌，第六七位。 （3）特斯拉户储电池以松下为主，LG有自己电池，Enphase磷酸铁锂电池由中国企业代工。美国户储市场三元电池占70%以上市场份额，但磷酸铁锂电池未来发展前景不错。 （4）储能瓶颈在于电池供应链、逆变器IGBT芯片缺货，及美国政策反复。 3.储能市场价格与经济性测算（1）表前收益模式：套利和调频，调频逐渐减少，PPA电价上涨和ITC政策驱动下的套利增加。夏季电价是平时的三倍以上（3-4元人民币，平时1.1-1.2元），IRR能达到25%~30%，平时只有5%-6%。 （2）对于100MWh的大型储能电站，电池占EPC的65%。 1kwh电池部分从去年8月份170美元涨到250美元，均价为240美金。 （3）美国天然气发电占40%。 受天然气涨价驱动，加州之前电价0.25美金/kwh，今年0.3美金/kwh。 （4）户用光伏加储能总成本4.6美金/W，一套5kW光伏、30%储能（1.5kW/6KWh）系统两万三千美金。背景简介：美国是目前全球最大，增速最快的储能市场。 根据Woodmac的统计，去年美国新增储能装机占全球34%份额，且逐年提高。 连续两年装机新增超过200%，去年美国新增装机3.58GW，10.5GWh，增速204%。区别于欧洲的是表前装机特别多，占88%。 其次是户储装机小于1GWh，占9%，工商业占3%。 一季度表前装机达到2.4GWh，同比两倍以上增长，受去年四季度抢装影响环比下降。户储虽然说跟表前差一个数量级，但需求韧性好。 问答环节：Q：今年美国市场储能装机需求预测？A：15GWh~18GWh，同比50%以上的增长。户储从去年910MWh增加到今年的2GWh。 工商业增长不明显。 Q：明年到2025年美国份额能否维持全球最大？ A：表前市场会。 之前重点在加州，新能源加储能还是跟不上新能源装机增速。 德州市场之前多为电网侧独立调频储能，代替天然气调峰，但现在搭配新能源占比持续提升。预计美国到2025年会保持市场第一地位，年化平均增幅50%左右。Q：表前、户用、工商业的驱动因素拆分？ A：表前市场以加州为代表，高光伏渗透率，驱动因素一是白天光伏发电太多消纳不完，晚上需求难以覆盖；二是投资税收抵免30%的ITC政策；三是电价套利，2022年1季度光伏ppa电价同比增长15.8%，环比6%，价格驱动；四是因为美国PPA长协可长达15、20、25年。 这4个因素对美国的表前市场有一个持续的驱动，今年特别是以套利为主的光伏加储能的项目，夏季IRR能达到25%~30%。是平时的三倍以上。 户用储能市场以加州、德州、波多黎各为主。 加州户储市场一直增长很快，后两个州是因为家庭用电价格猛涨，电网不稳定，备电需求驱动。夏季投资回报率能达到22%左右。 工商业增长不够的原因是之前的电价差大，今年相比其他储能市场增长乏力。去年300MWh，今年500MWh，相对增速低。 Q：美国储能IRR能达到25%，为什么中国的新能源配储没有经济性？A：配储是为了新能源消纳，但我国配储发挥不了价值，因为今年夏季高温，电力需求大，新能源发电基本全部消纳。另外中国电力价格低，美国天然气占发电的40%，天然气涨价带动电价增长。Q：美国新能源不配储能否签到高的ppa电价？A：加洲地区很多电用不完，不配储会限制白天发电上网，而晚上缺电，浪费电力。Q：美国表前储能市场参与者、建设者？ A：美国参与方一是IPP独立发电厂，21年5月的数据，美国83%的风光发电厂是有独立发电厂投资的，但是并非所有的IPP都有充足的天然气进行调峰，因此美国很多的这种IPP在签订的时候，在签订PPA的时候都需要建设储能。 所以很多储能项目是由IPP投资。Q：美国市场保护主义强，中国产品难进入美国市场，只能参与上游电芯设备？如何参与？ A：宁德时代、阳光电源、比亚迪和科陆电子。主要以设备为主、提供电池或者代工。 美国的EPC投资方都是美国的企业，中国企业参与以设备为主。比如之前中国出口被海关截留。 宁德时代美国建厂计划放弃，转向墨西哥，也是担心地缘政策的影响。做EPC也可能会面临各种关税。Q：科陆电子做电芯还是项目建设集成？ A：PCS设备一体化。 上述四家除了宁德时代只提供电池之外，其他三家都提供整套系统设备，系统集成。 Q：美国储能市场的收益模式？A：两种。 一是套利，二是调频。 套利是因为天然气涨价导致PPA电价同比增长很快，调频从2010年开始，针对电网的不稳定性调频。目前ITC政策影响以加州为主的套利越来越多，调频逐渐减少。 其他的不多也有。 Q：美国户储今年增速很快，未来两年美国户储整体的增长状态？ A：户储以加州、德州、波多黎各州为主，加州占新增装机的50%-60%。德州与波多黎各州主要是气候原因、电网不稳定性，成为第二第三。 美国户储市场同比增长36%，环比25%。 去年新增910MWh，预估今年达到2GWh，受电价成本与拜登政府新能源政策支持与ITC政策2023年户储补贴会取消，2023可能会抢装，明年可能会达到5GWh。 预估2025年前美国户储会高速增长。 Q：ITC政策详细介绍？A：补贴给到了安装公司，安装公司帮助家庭统一申请补贴，设备投资部分的30%给个人税收减免。加州的SGIP是投资激励。 Q：SGIP详情？ A：最初设备安装了就有20%的补贴，后续逐年递减，2020年之后补贴政策就比较少了。 美国政府2021年宣布了新的储能计划，能源部2021年宣布投资116亿美金解决储能技术障碍。 Q：ITC与SGIP是否矛盾？A：不矛盾。 2016年到现在多次演变，2023年后户储ITC补贴可能会下降为0，也有说法会从30%到22%到10%递减。因此2023年户储抢装比较确定。 Q：户储的产业链瓶颈，如电池逆变器安装商有没有做好准备？ A：这两年主要瓶颈是供应链，特别是电池部分，受动力电池高速增长，储能电池如特斯拉前两季度储能环比下降，不是订单减少而是设备交不了货，特斯拉今年在美国户储市场完全交不了货。 其他的设备比电池情况好。 Q：明年抢装对价格的影响？ A：表前市场从去年八月份开始，电池价格从170美金/kwh涨到了250美金/kwh。户储跟品牌也有关系，涨幅也挺大。 Q：美国户储品牌？中国品牌整体状态？ A：第1是特斯拉第2是Enphase，第3是LG，第四家是比亚迪，第五家是Generac，panasonic，sonnen。特斯拉与Enphase占了70%市场份额。 国内品牌只有比亚迪排在前十（六七位）。前十其他的还是美国本土和欧洲的企业。 Q：其他部分品牌如Enphase等没有电池生产能力，电池供应商？A：特斯拉户储电池以松下为主，LG有自己电池，Enphase磷酸铁锂电池由中国企业代工。美国户储市场三元电池占70%以上市场份额。Q：中国企业只做零部件、电池等供应的市场空间？ A：去年宁德时代储能16GWh，今年35GWh，去年动力储能全球双第一，储能电池大部分进入欧美市场。LG电池一直起火，中国磷酸铁锂份额越来越大，形势不错。Q：美国投一个独立储能项目依靠电价差的投资额与电价详细例子？ 最常见的储能电站大小？ A：100MWh最常见，25MW，4小时的项目。电池占EPC的65%。 1kwh电池部分均价为240美金。 套利主要体现在夏季，是平时三倍的电价，夏季能达到三四元人民币一度电，平时在1.1、1.2人民币。 夏季IRR能达到25%~30%，平时只有5%~6%，1/4的时间是25%~30%，全年平均20%+。 Q：今年电价涨幅？ A：加州之前0.25美金kwh，今年0.3美金kwh。天然气涨价导致电价上涨，新能源电价跟着上涨。Q：投资方主要是电厂？A：主要是独立电厂，IPP。 背后都有电力公司支持。 80%的项目是IPP投资的。Q：美国户储发展没欧洲快的原因？A：欧洲从2012年开始，主要是德国的政策驱动。早期欧洲澳洲补贴能达到30%。 美国户储是从2020年开始的补贴政策，后来慢慢起来了。 欧洲补贴多种多样，光伏电站卖电上网有fit补贴，后面越来越低。光储补贴开始有30%，后面越来越少，用户有抢装的心理。 美国这块最开始在大型储能的调频这块，近两年加州、德州、波多黎各州气象灾害驱动备电需求驱动。欧洲则是电价差与补贴驱动。 Q：美国户储项目主流多少MW、投资额？ A：以5kW的光伏为例，配30%的储能是1.5kW，4小时，1.5Kw，6度电。户用光伏加储能总成本4.6美金/W，一套系统两万三千美金。Q：储能的瓶颈主要在电池吗？ 逆变器有紧缺吗？ A：主要是受供应链影响大。 一是电池产能不足，二是逆变器受IGBT芯片短缺影响，三是美国政策的反复性，特别是对中国设备关税的影响，怕美国秋后算账，倒收两年的税收。 Q：美国储能项目是独立的还是配光储？A：加州90%是光伏加储能一体的。 德州之前储能更多作为独立系统参与调频。 近两年由于新能源装机增加，新能源+储能占比增加，德州储能配新能源渗透率只有20%。户储则有95%与光伏搭配使用。 Q：美国户储市场其他装的少的州情况？A：美国市场特点明显。 加州是美国经济最活跃的州，政策补贴多。 其他州是因为政策补贴力度不够，加州是经济性高，德州波多黎各州是电网不稳定。其他州一是补贴程度不够二是电网系统相对比较好。 德州是传统的能源州，天然气煤电发电多。但近年天然气上涨，退煤所以不稳定。 波多黎各州是岛州，气象灾害多。Q：天然气发电占40%，近一个月天然气涨很多，美国电价调整频率？A：季节性的调节。Q：电价会不会还没体现最近一个月天然气上涨，后续还会上涨？A：以加州为例，现在电价从0.23、0.25美金每度电涨到0.3美金每度电。 已经涨比较多。 频率与上涨潜力（是否反映最近一个月天然气价格的上涨）后续确定。Q：假设电价已经体现了最近天然气的上涨，其他州经济账算不过来？A：其他州有装，只不过没有这三个州突出。 Q：其他州有补贴吗？A：没加州那么多。 可以把加州理解为广东省。 今年广东省工商业发展很快，其他省没太大动静，主要是政策补贴不一样。 Q：其他州后续电价继续上涨会不会促发装机？A：会，主要是两个因素。 一是经常断电，二是收益率好驱动。Q：今年2GWh，明年5GWh的增量来源？A：这三个州占美国户储的百分之八九十。