美国光储情况专家交流更新-20240126

美国光储情况专家交流更新 要点 1.美国2024储能市场需求分析 美国储能市场需求24年预计翻倍增长，公司在美国的业务占比超过60%，2023年在美国的出货量为5GWh，2024年已有订单8GWh，目标是10GWh，显示出需求明显增长。 行业整体观点：电化学储能作为能源转换的确定方向，美国顶级能源企业重仓电化学而非其他技术，预计美国储能年复合增长率不低于50%。美国储能项目因素：美联储加息、设备交货延误和审批流程慢导致23年增量不及预期，24年这些问题有所缓解，电池成本下降，项目盈利性提 高，美国接受更多中国品牌设备。 美国光储情况专家交流更新 要点 1.美国2024储能市场需求分析 美国储能市场需求24年预计翻倍增长，公司在美国的业务占比超过60%，2023年在美国的出货量为5GWh，2024年已有订单8GWh，目标是10GWh，显示出需求明显增长。 行业整体观点：电化学储能作为能源转换的确定方向，美国顶级能源企业重仓电化学而非其他技术，预计美国储能年复合增长率不低于50%。美国储能项目因素：美联储加息、设备交货延误和审批流程慢导致23年增量不及预期，24年这些问题有所缓解，电池成本下降，项目盈利性提 高，美国接受更多中国品牌设备。 2.美光储项目产权与盈利模式 储能企业建设并网设施后，产权归企业所有，但高压升压站建成后需转给当地电网，因为其涉及国家电网的调度；成本可摊入上网电价。 美国大型储能的商业模式主要有两种：一是利用储能电站做电价套利（energyarbitrage）；二是为电网提供调频服务 （frequencyregulation），因新能源接入量大需平滑输出。 美国某些州推荐但不强制配套储能，市场主导，政策不如中国严格。 3.美光储并网全周期透视 整个储能项目从下订单到美国并网最快10个月完成，周期内海运及配套设施建设是关键因素。去年储能项目的延迟主要由于升压站建设、电网并网窗口错过及现场延误，而非供应链问题。售后服务方面，对于大规模储能项目，在美国已建立售后基地，确保24小时内响应客户需求。 4.美国直流侧储能价格及因素分析 美国市场直流侧的平均价格较高，2023年约为 140美金每度电，预计2024年依然维持高位；大 规模项目（不低于50MW时）会有价格优势，小规模则更高。 美国市场对电池的技术要求更高，包括安全认证比国内更加严格，市场准入门槛较高导致价格保护。 美国和欧洲的项目要求更高的技术标准和更长的质量保证期（15-20年），相应地电池成本更高，而中国市场主要追求低价，不强调质保和技术性能。 5.特朗普政策对美光储企业影响 特朗普上台对美国新能源发展影响不大，因为新能源趋势不可逆，但对供应链影响较大，特朗普主张对中国发起贸易战，可能加剧光伏和电池行业压力。 特朗普政策可能导致中国电池对美出口关税上 升，由现行的11%提升至28%，促使中国电池厂商加速在美国本土建厂。 美国对本土电池生产企业有税收优惠，如免去11%关税、每度电补贴35美金，以及电池使用税的优惠，如用美国电芯退税可增至40%，对在美建厂企业形成利好。 6.美国储能市场准入难度解析 美国电池市场准入门槛：对新参与者而言，美国大型地面电站市场准入存在较高软门槛，包括当地项目经验、产品可融资性等要求，通常需通过自身投资或系统集成方式进入。 市场区隔明显：与户用市场不同，美国大型电站市场与工商业市场对PCs（功率转换系统）要求不一，有明确差异化，分别面向B2B和B2C客户群体。 美国本土电池补贴与成本：美国本土电池价格较高，但存在10%额外退税优势；客户综合考虑政治环境、本土产业支持及未来潜在政策风险，可能倾向于采用稍贵的本土电池。 7.美国电芯自给与市场占率 美国对本土电芯的需求强烈，本土产能已被订满，远景动力等公司已在预售中售罄次年产能。电芯制造商与本土厂商合作，将有助于提升在美市场的份额，特别是在获得政府订单方面。 美国的储能电芯制造商受到青睐，他们的产能一经推出便被绑定，有助于保持较高的毛利并减少竞争压力。 8.美国储能市场收款与趋势分析 储能设备整合发货：设备先在国内集成好（如集装箱内含变压器、PCS、环网柜等），然后整体发到海外，不在当地集成。 收款与收入确认周期：一般客户不会预付全款，收款分为预付款、发货款和现场验收款（SAT）。最快9个月，最慢12个月收完款项，确认收入需等到所有款项收齐。 市场预判与担忧：市场对特朗普上台后政策影响不大，无抢装现象。需求和项目进展不会受政策影响。跟踪美国装机趋势时，目前只能依赖于出货量数据，因为没有良好的领先装机数据。 Q&A Q：对于2024年美国储能市场需求，有何看法？A：根据我们公司的数据，202彖3年全年在美国有5个吉瓦时的电池出货量，而2024年已有订单约8个吉瓦时，目标是达到10个吉瓦时。从这个角度看，美国的需求和增长预计将在2023年的基础上翻倍。行业数据也显示，美国2023年的新增装机量预计为29个吉瓦时，而2024年预计将增至43个吉瓦时，呈现翻倍趋势。我们分析认为电化学储能是美国的主要发展方向之一，并预估未来几年美国储能行业的年复合增长率不低于50%。不过，2023年实际增量因多种因素未达预期，包括上半年的美联储加息导致的利率上升，俄乌冲突引起的设备供应延误，以及项目审批流程上的缓慢。 Q：美国储能项目的并网情况以及处理高压设备需求的方式是什么？ A：以我们的客户经验，如阿特斯公司的例子，他们在美国开发的项目中约有一半需要自行建设高压设备。另一半项目可能已经有当地政府的高压设备接入，只需进行变电站改造。原来很多高压设备都要求欧洲或美国原厂生产，特别是欧洲 厂商居多，这在俄乌战争期间造成了影响。不过，今年美国业主端已经扩宽了认可的设备来源，包括接受中国合资品牌的产品，这为项目的发展铺平了道路。因此，不论是自建高压设备还 是利用现有高压设备并网，2024年的问题显著缓解了。 Q：如果储能运营企业自建并网设施，产权归属及收费情况如何？ A：对于储能运营企业自建的并网彖设施，即使产权初始时属于储能企业，但因为高压、升压站是涉及到国家安全的设备，必须入主网。因此，储能企业不能通过这些设施直接获利。在建设完成后，升压站的主权几乎都要直接转给当地电网，尽管初期电网不投入资金。储能企业会将建造升压站的成本摊销到电价中，电网企业最终会按照一个经过调整的电价，例如1美元提升至1.05美元的价格来认可这部分花销。但是，储能企业的盈利只能通过储能电站本身来实现，既然成本已经摊到上网电价，那么升压站就被视为由电网企业运营。 Q：美国大型储能项目的商业模式有哪些类型？A：美国大型储能项目的主要商业模式主要分为两类。第一类是电价套利（energysafety），即在电价较低时储存电能，电价上涨时再卖电，从而实现收益。第二类是提供电网调频 （frequencyregulation）服务，由于大量新能源接入，电网需要平滑风电光伏等的输出波动， 因此储能系统被用来调节频率，对此电网会支付相应的服务费用。美国的市场主要以市场机制为主，一些州有对储能系统的强制配置建议，但没有中国那样的政策性强制要求。美国的电网允许储能电站根据电网需求进行套利操作和提供调频服务，这是其盈利的主要形式。 Q：从下订单到美国项目并网大概需要多长时间？去年有些项目并网延迟是什么原因？ A：从下订单到并网，最快情况下需要大约10个月的时间。项目周期一般为6个月，运输到美国 大概需要2个月，之后的安装调试约需1.5个月。 去年很多项目并网延迟主要是因为升压站的问题，每个季度美国有一次并网窗口，如果错过了这个窗口，项目只能等到下个季度。延迟并不是因为供应链问题，而是如变压器未到位、入网许可申请滞后或现场工期延误等问题。去年产能远大于需求，供应链供货较为及时。 Q：美国项目并网后，你们是否参与了后续的调试和维护工作？售后工作量是多少？ A：我们会参与到项目并网后的调试和测试中。 例如，出厂时我们会提供一个SAT（SiteAcceptanceTest）报告来证明电池状态，并在现场提供专家进行调试，以确保质保、性能保证等参数符合要求。至于售后工作量取决于项目情况，大型储能项目我们在美国已经建立了售后基地，备有必要的备件，确保24小时内有人响应并到达现场解决问题。小型项目则视具体情况，可能会采取风险较高的模式，如出现紧急维修需求时考虑空运。我们的设施和人员布置反映了我们对客户需求的快速响应和高效售后服务的承诺。 Q：储能电池柜出问题通常是电池的问题还是其他硬软件问题？ A：一般而言，如果出现安全类问题多半是系统设计问题，而不是电池自身的问题。储能系统出故障，像是系统过热不触发消防系统，通常是系统集成商责任。如果是性能类问题，像是电池容量衰减过快，则和电池本身密切相关。例如2021年国轩高科的事件，并非电池问题，而是系统集成商的问题导致未能及时降温和消防。 Q：关于2024年交付的美国电池柜产品，价格会是怎样的？ A：对于2024年交付的美国电池柜产品价格，这个问题并没有直接回答，所以无法给出具体信息。 Q：美国直流侧储能的平均价格是多少？2024年的交付价格有何变化？ A：美国直流侧储能在2023年的平均价格大概在140美元左右每度电。到了2024年，不同品牌的价格有所不同，例如宁德时代的价格还在每度电140美元左右，而为了打开市场的品牌如瑞普可 能报价为每度电110美元。针对的项目需不低于50兆瓦时，小项目由于规模效应不足，价格会更高。 Q：为什么美国的光储产品价格会比中国高？A：美国的价格高于中国有多方面原因。首先，美国的认证要求比中国严格。在美国，产品需要通过二级认证，这比中国的认证要求对材料的标准更高。此外，美国的市场定价整体较高，并且进入市场有一定的门槛和价格保护。任何厂家不能随便在美国销售，必须是TM认证的电芯，并且要有一定的业绩才能进入市场。美国的直流侧价格更高部分原因是对电芯的技术要求更严格。美国需要在不同充电条件下电芯能有更好的性能，比如在0.5P的情况下要求电芯的容量应比0.33P的情况下增加约5安时。另外，国外项目真正会对电芯的性能进行考核并要求罚款，因此供应商需要保证提供最优质的电芯，这导致成本上升。例如，同一批电芯可能按不同档次分配，最好的部分提供给国外项目。更重要的是，欧美项目的质保要求一般在15到20年，远高于国内几乎没有质保要求的情形。而国内厂家有的只要产品不爆炸就行，有问题时只需替换少量电芯即可，导致成本较低。因此，美国市场出于技术、质量和法规要求等因素考量，价格自然高于国内。 Q：贵公司是否会销售系统集成产品？ A：我们公司确实销售系统集成产品，但我们通过另一个关联单位进行销售，以避免和我们的客户形成直接竞争。我的公司是远景动力，仅限于直流侧的业务。如果我们做到交流侧的话，那么我们现有的大客户就会变成我们的竞争对手。这也是为什么宁德时代等同行只做到直流侧的原因，因为进入交直流侧会直接与大客户竞争。像我们这样的储能厂家会通过外部设立合资公司的 方式去做与客户竞争的业务，这样可以和客户保持关系而避免直接竞争。 Q：特朗普上台是否会对美国的新能源发展产生根本性影响？ A：不会。新能源是一个不可逆的趋势，特朗普的上台主要影响的是供应链，特别是与中国的交易关系。光伏和储能行业作为美国对中国加强打压的对象，可能会通过多种方式限制中国产品，如贸易战和项目融资方面的限制。 Q：特朗普政策对于储能领域的具体影响是什么？是否可能存在潜在的贸易壁垒？ A：特朗普政策可能会给中资电池企业生产造成负面影响。目前美国对从中国进口的电池征收11%的关税。如果特朗普上台，关税有可能增加到28%。而美国国防部的规定已经禁止6家中国企业的电池参与国防部的储能项目。这样的政策鼓励中资企业在美国建厂，并对美国生产的电池提供强力支持，如无关税和每度电35美元的补贴等。 Q：美国对本国生产的电池有哪